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LOS RECURSOS RENOVABLES EN LOS MERCADOS ELECTRICOS
COMPETITIVOS1
Ricardo Mota Palomino
Instituto Politécnico Nacional
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denominado despacho local, apar...
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De lo anterior, puede intuirse que es más complejo planear la operación del sistema
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De forma analítica los modelos de capacidad disponible tanto para un parque hidroeléctrico
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COMPETITIVOS1
Ricardo Mota Paiomino
Instituto Politécnico Nacional
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Recursos renovables en los mercados eléctricos competitivos.

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Publicado el

Autor: Ricardo Octavio Mota Palomino

Publicado en: Ingeniería
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Recursos renovables en los mercados eléctricos competitivos.

  1. 1. LOS RECURSOS RENOVABLES EN LOS MERCADOS ELECTRICOS COMPETITIVOS1 Ricardo Mota Palomino Instituto Politécnico Nacional Escuela Superior de Ingeniería Mecánica y Eléctrica Sección de Estudios de Posgrado e Investigación Unidad profesional Adolfo López Mateos Edificio 5 3er Piso Colonia Lindavista, 07738, México D.F. Email: rmota@iesepi.esimez.ipn.mx RESUMEN Recientemente, el Poder Ejecutivo de México, a través de su Titular, presentó una propuesta que propone reestructurar el sector eléctrico mexicano. A partir de este hecho, se ha desarrollado una intensa actividad a través de los medios de comunicación y diversos foros técnicos y políticos en respuesta a la solicitud del TiLu!ar del Ejecutivo de analizar y discutir ampliamente la propuesta presentada. El objetivo de este trabajo es presentar conceptos básicos de mercados de energía eléctrica aunado con una discusión del punto donde se sitúa la propuesta mencionada. El parque generador de energía eléctrica nacional es fundamentalmente de naturaleza termoeléctrica; sin embargo, un componente importante del mismo es hidroelectricidad, geotermia, y eoloelectricidad. La propuesta gubernamental no ha sido suficientemente clara respecto al manejo de estos recursos renovables. Dado que su tamaño es significativo, en este trabajo se pretende iIustar la importancia de dichos recursos, así como su impacto sobre la operación económica del sistema eléctrico nacional. EL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL Al 31 de diciembre de 1997, la Comisión Federal de Electricidad atendía 16, 498, 025 clientes, de los cuales 80, 098 eran industriales, 14, 571, 767 domésticos, 1, 673, 489 comerciales, 88575 de servicios y 84, 096 agrícolas2. A esa fecha, las ventas totales de energía eléctrica ascendieron a 135, 890 GWh, mayores en 6.8% a las registradas en 1996. Las ventas directas al público ascendieron a 104, 794 GWh superiores en 7.5% a las registradas un año antes, destacando los incrementos en la industria grande y mediana que crecieron en 10.8% y 8.4 %, respectivamente, seguidos por los sectores comercial (6.5%) y doméstico (5.4%). El 46.6 % de las ventas se destinaron a la industria, 17.5% al servicio doméstico, 4.8 % al comercio, 5.6 % al riego agrícola, y 2.6 % al servicio público. Las ventas a otros usuarios tuvieron un incremento de 4.5%, y se vieron atenuadas por una desaceleración de las exportaciones del sector manufacturero y por la terminación de contratos de exportación de energía con los Estados Unidos de América. Los incrementos de ventas a Luz y Fuerza del Centro obedecen a una caída 1 Presentado como trabajo de ingreso a la Academia Mexicana de Ingeniería, 1999 2 Comisión Federal de Electricidad, Informe Anual 1997.
  2. 2. en la generación propia de la compañía de 19%, al crecimiento de las pérdidas en 13% y al incremento de sus ventas a usuarios finales. La capacidad efectiva instalada en 1997 era de 33, 944 MW, misma que se incrementó a 34, 815 MW en 1998. Considerando una capacidad efectiva de 29, 831 MW en el interconectado nacional (1997), la composición de este parque generador era de 41% de vapor convencional, 29% hidroeléctricas, 8% de térmicas a base de carbón, 4% nucleoeléctrcas, 7% de centrales térmicas duales (operan con combustóleo o carbón), 5% de turbinas de gas, 2.2% geotermoeléctrcas, y 6% de ciclos combinados. Como es bien conocido, en el caso de México, el servicio público de electricidad es proporcionado por la Comisión Federal de Electricidad quien por mandato constitucional tiene la exclusividad de proporcionar dicho servicio. En este fin partfr'ipa también la compañía estatal Luz y Fuerza del Centro que proporciona el servicio de distribución en el Valle de México y ciudades circunvecinas, tales como Cuernavaca, Toluca y Pachuca con ventas de alrededor del 19% del total. Sin embargo, la reforma del mcrco regulatorio (que data del 992), decretó la apertura de las redes de transmisión y distribución, propiciando la participación de agentes privados en la producción de energía, bajo las formas de productores independientes, autoproductores, cogeneración y pequeños productores. De particular interés en este marco es la figura cJe autoproductor, en donde productores y consumidores podrían formar sociedades de autonroducción para instalar capacidad y sacar provecho la apertura de las redes. Se estahleuió un ente regulador para el sector energía (hidrocarburos y electricidad), la Comisión ;tI;cra de Energía CRE. En el caso de México, el marco regulatorio vigente desde noviembre de 1992 decretó la apertura de las redes de transmisión y distribución, estableciendo la figura de CFE como comprador único de generadores privados, y definiendo las figuras de cogeneradores, pequeños productores, y autoproductores. Bajo este marco regulatorio, se establece la Comisión Reguladora de Energía (CRE) con el objeto de promover el desarrollo eficiente de el suministro y venta de energía a los usuarios del servicio público, la generación, importación y exportación de energía eléctrica que realizan los particulares y la adquisición de energía eléctrica destinada al servicio público. La CRE otorga permisos para importar energía, actividad que no se considera servicio público, siempre y cuando la importación sea para autoconsumo. Respecto a la exportación, se sigue el criterio de que éstas no afecten el consumo nacional, que sean técnica y económicamente convenientes, que se realicen aprovechando los recursos naturales compartidos con algún país fronterizo , y que el intercambio de energía eléctrica con prestadores de servicio de otros países se realice mediante la celebración de los convenios correspondientes. CFE mantiene la exclusividad de importar energía para el servicio público y puede exportar. El reconocimiento de las limitaciones que existen al desarrollar la industria eléctrica sin riesgos para las inversiones de los agentes privados, así como las dificultades financieras del gobierno de México para sostener las necesidades de expansión de la industria han sustentado la propuesta gubernamental de modificar la Constitución Política de México a fin de permitir la
  3. 3. participación privada en el servicio público de energía eléctrica, buscando establecer un mercado de energía eléctrica con libre concurrencia de productores; de aprobarse la propuesta del ejecutivo, la Comisión Federal de Electricidad se convertiría en una empresa transmisora, se concesionarían las redes de distribución a nuevos agentes, y se establecería el operador del sistema eléctrico y el mercado bajo el nombre de Centro de Operación del Sistema Eléctrico Nacional (COSEN). Las mayores discusiones se centran en el destino de los recursos renovables, así como la posible transferencia de activos de generación a agentes privados. Se estima que la gestión de la propuesta ante el poder legislativo de México culmine el futuro cercano, estableciéndose un plan de transición de dos años en que se crearían diversas empresas de producción de energía y distribuidoras, y se fortalecería la Comisión Reguladora de Energía, antes de arrancar las operaciones del mercado de energía. Conceptos Basf os de Mercados de Ñiergía Dentro de los esquemas o modelos que han sido adoptados por las empresas eléctricas que se han reforriado, es posible identificar variantes de los cuatro modelos básicos siguientes 3: Modelo 1. El modelo 1 es un modelo tipo monopolio típicamente caracterizado por un sistema verticalmente integrado. En cualquier área geográfica, ura sola compañía es propietaria y opera todo el parque generador y las redes de transmisión y distribución, siendo además responsable de la comercialización, esto es, distribuir la energía hasta el consumidor final. La empresa tiene obligación de suministrar energía a todos los clientes en el área de servicio, y con una tarifa regulada y asociada de alguna manera a los costos de dar el servicio, y generalmente con una tasa de retorno sobre las inversiones realizadas. Algunas veces existen empresas con generación y transmisión conviviendo con monopolios distribuidores. También en ocasiones se permite el autoabastecimiento y la compañía monopólica proporciona servicios de respaldo o compra de excedentes. En el modelo 1 no existe competencia en ningún segmento de la industria. Modelo 2 En el modelo 2 aparecen los Productores Independientes de Energía (PIE), que generalmente entran aportando la nueva capacidad requerida por la expansión del sistema. Los PIE compiten para construir y operar las centrales y corren con los riesgos de construcción y operación. Los PIE venden su producción a una agencia compradora, que a su vez puede revender esta energía a compañías distribuidoras. En este modelo aparecen contratos de compra de energía, que generalmente incluyen pagos por costos fijos y costos variables. La competencia se promueve entre los generadores, y se dice que estos compiten por el mercado. Al permitirse el autoconsumo en sitios diversos, se requiere diseñar mecanismos para garantizar el acceso a las redes de transmisión y distribución de cualquier participante del mercado. Modelo 3. En el modelo 3 se trata de introducir la competencia en generación y algunas veces en la comercialización liberando a las distribuidoras para seleccionar proveedor de energía (compras al mayoreo). Las distribuidoras mantienen un monopolio sobre una determinada área de concesión. Se introduce también el acceso a las redes de transmisión, de modo que las SaIly Hunt y Graham Shuttleworth, Competition and Choice ir i7 lectricity, J. Wiley, 1996 3
  4. 4. distribuidoras pueden seleccionar sus proveedores de los PIE. Esto significa que no todo el riesgo del mercado se transfiere a la compañía compradora. En este caso los contratos solamente tienen provisiones por riesgos en precios. La obligación de dar servicio es de las distribuidoras que todavía son monopolios geográficos. En este modelo se deben diseñar los mecanismos que permitan tener acceso abierto a la red de transmisión y distribución. Modelo 4. En el modelo 4 se introduce la competencia en ventas al mayoreo y al menudeo. Los clientes tienen derecho a seleccionar su proveedor de entre los PIE o comercializadores. Aún los clientes que eran cautivos de un distribuidor en el Modelo 3, se puede separar comercialmente del distribuidor en cuya zona geográfica se encuentre. En este modelo se deben diseñar los mecanismos que permitan tener acceso abierto a ¡a red de transmisión y distribución. Además d3 la reestructuración en segmentos de actividad de la industria en Gefleración, Transmisión, Distribución y Comercialización, las tendencias en los procesos de reestructuración de las antiguas empresas eléctricas monopólicas van hacia la introducción de la competencia en la generación y comercialización, el fortalecimiento del papel del estado como regulador de la industria y como formulador de políticas del sector, a la vez que la reducción de su papel como operadoi o empresario en las actividades básicas de la industria. 4 La evolución de las empresas eléctricas de los modelos 1 y 2 tradicionales hacia los llamados Mercados Eléctricos Competitivos representados en los modelos 3 y 4, implican una menor coordinación, especialmente en los horizontes de largo plazo, y requieren la definición de interconexiones comerciales (esto es, contratos a mediano y largo plazo y el establecimiento de iJn mercado de corto plazo o spot). Adicionalmente se requiere establecer los mecanismos :cn e! acceso libíe a las redes de transmisión y distribución. Marco Regu/atorio Vigente en México En diciembre de 1992 se publicaron las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. En dichas reformas se establecen modalidades de servicio que no se consideran servicio público, promoviéndose una apertura a nuevos agentes. Estas modalidades son las siguientes5: Cogeneración. Que se refiere a energía generada utilizando excedentes de energía térmica o combustibles producidos en otros procesos industriales. Estos excedentes se ponen a disposicion de la CEE o para exportacion. Pequeña Producción. Que se refiere a proyectos que no exceden de 30 MW en un área determinada y con el total de su producción ofrecida en venta a la CFE o para exportación. También es el caso de proyectos con capacidad de hasta 1 MW, con el total de su producción destinada a satisfacer pequeñas comunidades rurales o aisladas que carezcan del servicio. ' R. Ríos Zalapa, Open-access for electricity transmission arrangments in Central Arnerica, Draft Paper, September 1999 Diario Oficial de la Federación, Tomo CDLXXI No. 17, México D.F., 23 de diciembre de 1992 4
  5. 5. Producción independiente. Que se refiere a generación con capacidad mayor de 30 MW, destinada exclusivamente para exportación o venta a la CFE en cuyo caso el proyecto deberá de ser parte de los planes de expansión de la CFE, estando ésta obligada a celebrar convenios con los permisionarios, pactando servicios por capacidad y compras de energía. Autoabastecimiento. Que se refiere a fuentes destinadas a satisfacer necesidades propias, con excedentes puestos a disposición de la CFE. Importación/Exportación. Que se refiere a la importaciún de energía para usos propios, o la exportación de energía procedente de cogeneración, pequeña producción y producción independiente. Generaciáji de emergencia. Que se refiere a la producción de energía requerida para subsanar interrupciones de servicio. De lo anterior es claro que la regulación vigente en México corresponde al llamado Modelo 2, en donde la CFE mantiene la figura de comprador único, mientras que la existencia de figuras de generadores no destinados al servicio público hace necesario establecer los mecanismos de acceso abierto a las redes de transmisión y distribución. A pesar de los siete años transcurridos desde que la Ley fue reformada, la figura de autoabastecimiento que se pensaba favorecería el desarrollo de sociedades de autoconsumo, ha tenido un desarrollo casi nulo, por lo que la expansión del parque generador se ha venido desarrollando prácticamente a base de centrales construidas bajo la modalidad de CAT (Construye, Arrienda y Transfiere), y PIE (Productores Independientes de Energía). Bajo esta modalidad, al fin de este año se dcerían haber licitado alrededrjr de 4900 MW con un costo estimado dc 55, 974 millones de pesos Propuesta de cambio estructural de la industria elécfrica en México La propuesta de cambio estructural de la industria eléctrica en México pretende evolucionar la estructura del sector al Modelo 3 presentado anteriormente. La visión de la industria una vez reestructurada, según la propuesta del Ejecutivo es la siguiente 6: Los actuales organismos públicos del sector eléctrico se transforman en distintas empresas especializadas de generación y de distribución y una empresa de transmisión encargada del sistema nacional de transmisión; La creación de un organismo público descentralizado encargado de la operación de la red nacional de transmisión y del mercado eléctrico mayorista (esto es es despacho eléctrico) y otro que tenga por objeto la generación de energía nucleoeléctrica; La apertura de las actividades de la industria eléctrica a la inversión privada, nacional y extranjera; El establecimiento de un mercado eléctrico mayorista de corto plazo a través del cual los generadores vendan su energía en condiciones de competencia y el precio se determina libremente; Propuesta de cambio estructural de la industria eléctrica en México, Secretaría de Energía, México, 1999 5
  6. 6. El libre acceso a la red nacional de transmisión y la posibilidad de que los grandes consumidores (usuarios calificados) participen, directamente o a través de comercializadores, en el mercado eléctrico mayorista; El desarrollo de contratos bilaterales de largo plazo, cuyos términos serán pactados libremente entre los generadores y los distribuidores, comercializadores y usuarios calificados; El establecimiento de disposiciones que permitan variaciones del modelo principal en los sistemas eléctricos del país que no estén interconectados a la red nacional de transmisión; La aplicación de una política de subsidios transparente y eficaz, con objetivos explícitos de beneficio social; La planeación por parte de la Secretaría de Energía de las inversiones en la red nacional de transmisión y, en su caso, el establecimiento de incentivos para el desarrollo eficiente y competitivo del sector eléctrico, y El desarrollo del marco jurídico claro, transparente y predecible que brinde seguridad jurídica a la inversión privada y permita a la Comisión Reguladora de Energía, como autoridad independiénte, regular la transmisión y la distribución en cuanto a precio, inversiones y calidad del servicio en beneficio de los usuarios finales. La propuesta original del Ejecutivo no precisaba el papel de los recursos renovables en el modelo, aunque si sugiere concesionar estas centrales. Igualmente, se sugiere concesionar la denominada red nacional de transmisión, así como las redes de distribución. La divulgación del proyecto de Leyes Secundarias, sin embargo, reconocen que la red nacional de transmisión será manejada como una empresa monopólica bajo las siglas de la CFE. Por su lado, las centrales a base de recursos renovables se ha sugerido que se concesionen a empresas ,i . ria'jo .riamenie rncxicano: esta persistencia en la lención de concesionar cefItr_ c.n recursos renovables obliga a estimar adecuadamente el valor de los recursos a concesionar para buscar su desarrollo y explotación racional y en beneficio del estado. Operación económica de sistemas de producción de energía eléctrica A fin de explicar la importancia de valorar correctamente la energía producida por fuentes renovables, a continuación se discuten aspectos básicos de operación económica de sistemas de energía. Documentos como la propuesta de cambio estructural, tal como se presenta corresponde a la operación de un sistema termoeléctrico. A continuación se discute la operación de sistemas de este tipo para compararlo con un sistema hidrotérmico Despacho de sistemas termoeléctricos. Cuando se describe la operación económica de un sistema termoeléctrico, se desea determinar los programas de producción de cada unidad a fin de minimizar los costos de consumo de combustibles en el periodo de estudio. Dado que el parámetro importante es el costo de consumo de combustibles, la información básica requerida de las unidades generadoras son las curvas características de consumo denominadas curvas de entrada salida, las cuales, para una unidad, relacionan la cantidad de combustible consumido por hora para producir una potencia
  7. 7. determinada. En su forma más básica, el problema de despacho de un sistema termoeléctrico, denominado despacho local, aparece en el caso de que se desee satisfacer, en un instante de tiempo una demanda determinada PD, concentrada en un punto, y teniendo más de una unidad generadora con una capacidad sumada mayor a la potencia demandada. Se desea obtener el mínimo costo de consumo de combustible para satisfacer esa demanda. La Figura 1 ilustra el problema. En el despacho económico local, cada generador es representado por su curva de entrada salida. El problema se formula como: Minf(PGj) Gi ¡=1 (1) Sujeto a: Gi = PD Dmin - ID .- nmax 'Gi — 'Gi—'Gi donde: Gi = Potencia generada en la unidad 1. = Polinomio que representa la curva de entrada salida de la unidad 1. = Límite mínimo de generación de la unidad 1. pmax . Límite máximo de gei1er.cÓn de l inid.ad Es bien conocido que la solución del problema de despacho se obtiene mediante la solución de las ecuaciones de coordinación (4) resultantes de formular las condiciones para obtener un óptimo matemático de este problema: ¿?L af(PG) 2 —0 Gi - 5'L N = - PGf =0 ¡=1 i=1, .... N (4) El conjunto de ecuaciones (4) puede resolverse numéricamente. Es particularmente útil considerar el caso de que las curvas de entrada salida de los generadores sean segmentos rectilíneos. En este caso, normalmente los costos incrementales o costos marginales de las unidades son diferentes entre sí y la solución del problema consiste en cargar en forma ascendente cada unidad generadora de acuerdo a sus costos incrementales de operación7. Continuando este procedimiento, se obtiene la operación económica del sistema de A.J.Wood, D.F. Wollenberg, Power generation, operation and control, J. Wiley, 19984 7
  8. 8. potencia a lo largo del tiempo, aplicando la regla anterior en cada etapa de un proceso discretizado, para seguir las fluctuaciones de demanda. Las características importantes del problema de despacho económico de un sistema de unidades termoeléctricas son las siguientes: El problema es desacoplado en el tiempo. Las decisiones de producción en cualquier instante no afectan el costo de operación del sistema en el futuro (considerando que no hay limitaciones en disponibilidad de combustibles). Existe Iesacop/amiento entre unidades o centrales. En general, las unidad es tienen un costo de operación directo que no depende del costo de producción de otras. Además, la operación de una unidad o central no afecta capcdad o disponibilidad de otra. Los costos de combustibles proporcionan un mecanismo natural para establecer precios de compra y venta de energía (transacciones). La confiabilfrlrI del sumiiçiroen uualquier instante de tiempo depende de la disponibilidad de los generadores y no de la forma en que se operan. E/despacho de sistemas hidroeléctricos Cuando se tiene sistemas basados en centrales hidroeléctricas, se desea en todo memento satisfacer una demanda de potencia. En este caso, es ie particular inter(i dk'jtir la oeacVn lanias con «'baise de regulación apreciable. Aunqc, en tcoía, el uit J operac', este tipo de centrales (desde el punto de vista de consumo de combustibles) es cero, o bien puede depender de la obligación de pago de derechos de uso del agua, en realidad el criterio económico que norma la operación del sistema es el de garantizar el suministro. Esto es debido a que la cantidad de energía almacenada en los embalses es finita y su reposición es incierta, tanto por la aleatoriedad de las aportaciones, como debido a las fluctuaciones en la demanda. El j garantizar completamente el suministro es económicamente irrealizable, de modo que la operación y expansión del sistema suministrador se planifican en base a riesgos de racionamiento, en términos de potencia y energía. Los riesgos de racionamiento de energía resultan de la insuficiencia de agua para que las plantas hidroeléctricas suministren la demanda. Mediante el análisis estadístico de las aportaciones y niveles de embalses, estos déficits se pueden prever con cierta anticipación. Los racionamientos de potencia resultan de la indisponibilidad de las unidades generadoras por falla o mantenimientos programados. También, pueden existir racionamientos de potencia debidos a los abatimientos de nivel en embalses cuando la variación de la potencia con el nivel es apreciable, ya sea resultado de un aumento del caudal turbinado o por vertimientos; es posible tener problemas de suministro de potencia, aun con condiciones hidrológicas favorables. Además, las condiciones de suministro de energía también afectan al suministro de potencia.
  9. 9. De lo anterior, puede intuirse que es más complejo planear la operación del sistema hidroeléctrico que la operación ya de descrita del sistema termoeléctrico. Las características de operación del sistema hidroeléctrico se pueden resumir de la manera siguiente: Existe un acoplamiento temporal de/problema. Las decisiones en cualquier intervalo de tiempo tienen impacto en el futuro, debido a la incertidumbre, principalmente de apo rtac iones. E/problema es de naturaleza a/ea/oria. El problema de operar el sistema es estocástico, debido a la naturaleza de la demanda y ¡as aportaciones. El valor de /a energía producida en el sistema es función del impacto que tendrían los déficits sobre los usuarios. El de-pac/io de sistemas hidrotérmícos. Cuando se tiene sistemas termoeléctricos con un componente hidroeléctrico apreciable y con una capacidad de embalses significativa, como es el caso de México, se introducen las características del componente hidroeléctrico al problema de despacho termoeléctrico. Al tener una cantidad de energía limitada en los embalses y al depender la reposición de esta energía de escurrimientos futuros, el uso indiscriminado de la energía embalsada puede ocasionar lemas en el suministro futuro de a demanda, si se presentan condiciones climatocs (sequías), o ben te:r costos de operación wados por Lener que utilizar rcurs; íermoelctricos caros ante la escasez de energía hidroeléctrica. Por otro lado, si se mantiene almacenamientos altos, ante aportaciones excesivas, pueden ocurrir vertimientos, lo que representa un desperdicio de energía y, consecuentemente, costos más altos de operación que los que deberían presentarse en caso de racionar el uso de la energía hidroeléctrica. La operación económica de un sistema hidrotérmico se mide en los beneficios asociados a la economía de combustibles producto del desplazamiento de la generación termoeléctrica por la producida de naturaleza hidroeléctrica. En síntesis, el problema de operar sistemas hidrotérmicos, tiene las características siguientes: Existe acoplamiento en el llempo. Debido al componente hidroeléctrico, el problema es acoplado en el tiempo, ya que las decisiones sobre producción de este recurso afectan el costo futuro de producción. El problema es estocistíco. Debido a la incertidumbre de los aportes futuros y a las fluctuaciones de demanda, el problema es de naturaleza estocástica.
  10. 10. El valor de la energía hidroeléctrica. El valor de la energía producida por una planta hidroeléctrica no se puede medir directamente, sino en términos de la economía en combustibles debida al uso del recurso en un intervalo determinado. Dependiendo de la proporción del recurso hidroeléctrico en un sistema, dentro de los objetivos de la operación, puede considerarse, minimizar el costo de racionamientos, debidos a la insuficiencia del agua para producir energía. Economía vs. Seguridad de suministro. Los objetivos de una operación económica en un intervalo de tiempo y la garantía de un suministro confiable son antagónicos, esto es, si se cuida el agua embalsada para garantizar el suministro, se incrementa el consumo de combustibles; mientras que si se minimiza el costo de consumo de combustibles para economizar en la operación, mediante un uso más intensivo de la energía hidroeléctrica, se aumenta el riesgo de déficits en el futuro. A fin de definir alguna solución de compromiso entre economía en la operación y la seguridad de suministro es necesario conocer el costo económico de no abastecer el mercado de energía. Este costo se debería obtener mediante estudios económicos que evalúen el impacto que causa el no suministro del mercado de energía en los diferentes sectores o actividades económicas. Aite !a dificultad de lener esta información actualizada, generalmente se utiliza un índc predefinido de calidad de suministro y se determina la disponibilidad de energía del sistema, buscando la minimización de costos de operación. Conceptos Liásicos de la teoría de costos marginales A continuación se presentan conceptos básicos de cost marginales con el fin de electo de la incorporación de sistemas de producción de 31ergía Al 0,ctrica renovables, fundamentalmente de naturaleza hidroeléctrica. En una forma sintética, el problema de despacho económico de un sistema productor de energía eléctrica se puede escribir como se muestra a continuación: Minimizar z = (1) Sujetoa: A'P ~ b En el problema anterior se tiene un conjunto limitado de recursos representado por el vector b para producir una potencia P . La producción de potencia eléctrica tiene un costo c y se desea minimizar los costos al satisfacer una demanda P 0. Para la atención de la demanda mencionada se asocian n empresas, cada una cooperando con recursos b 1 , b2, ... b,. Después de resolver el problema de optimización anterior se requiere distribuir los lucros resultantes de la operación del sistema completo. En la teoría de costos marginales se propone dividir los beneficios de la sociedad en forma proporcional al costo marginal de cada componente del vector de recursos b; es conveniente recordar que el costo marginal n, es el valor de la variación del costo de operación del sistema completo cuando cambia un componente del vector de recursos escasos b,. El beneficio asociado a cada participante sería entonces dado por la siguiente expresión: IøJ
  11. 11. B=7r'b1 ;parai=1,2,...,n (2) Se dice que el aplicar esta regla de distribución de beneficios de enfoque marginalista tiene las características siguientes: Es una regla comp/eta, porque todo el beneficio de la operación se divide entre los participantes de la sociedad; Es una regla eficiente, porque se optimiza el uso de los recursos disponibles; y Es una regla estable, porque a cada miembro de la sociedad le ccrresponde un beneficio mayor al estar asociado que operando fuera de ella; esto evita que la sociedad se disuelva. Asignación de beneficios en un sistema termoeléctrico El problema de despacho económico de ún sistema termoeléctrico se puede escrihir mediante la ecuación siguiente: Minimizarz = C. P sujeto a: La restricción de balance de potencia: = P0 ; Con costo m&gina! n, Los límites de capacidad en unidades generadoras: P~ PM; Con costo marginal 7t ,para i = 1,2,..., n En dónde: n es el número de generadores en el sistema; ci es el costo incremental de la unidad generadora P, es la potencia generada en la unidad PD es la potencia demandada ó mercado; D es el costo marginal del mercado o sistema; ni es el costo marginal asociado a la capacidad del generador i Dado que en la solución óptima de este problema, los generadores se van cargando en orden creciente de acuerdo a su costo incremental, en la solución el costo de/sistema o mercado en la solución resulta igual al costo del último generador despachado, llamado generador marginal, esto es: 7tD = Ci 11
  12. 12. Un incremento en el mercado tiene un costo de C, unidades monetarias para ser suministrado. De acuerdo a la teoría, tD es la tarifa óptima a ser cobrada a los clientes del sistema; de donde la cantidad monetaria total a ser recuperada sería la siguiente: BT = 7tDPD Si fuera posible incrementar la capacidad de los generadores del sistema, el beneficio que se obtendría en cada uno de ellos sería el siguiente: K=°K _C* ; paraK=1,2, .... i* 7tK=O ;parak=i*+1, .... n La ecuación anterior se puede interpretar en el sentido de que si se aumentara la capacidad de los generadores despaihados, se desplazaría generación marginal, existiendo una ganancia neta igual a la diferencia entre los costos ¡ncrementales de los dos generadores. Por otro lado, si se alimenta la capacidad de un generador no despachado, no existe ningún impacto sobre los costos de producción, ya que este no está siendo utilizado. En este caso, la asignación monetaria por cada unidad generadora está dada por la ecuación: Bi = ni PM;parai = 1,2,..., n (2) 1 1 ustituyendo la ecuación (1) en la 3cuación (2) se obtiene: B, = (C, - C*) PM ; para i = 1, 2.....i B.= OPM; parai = + 1,..., n en forma específica se puede escribir que: = (C, - C*) P para i = 1, ..., n La ecuación anterior puede interpretarse como el que un generador compra energía a un precio C, y la vende a precio del mercado que es C.. Se puede demostrar que estos lucros se balancean con los costos de operación e inversión cuando se proyectan en el tiempo. Costos marginales en un sistema hídrotérmico El problema de despacho de un sistema hidrotérmico se formula como: 12
  13. 13. T n Minimizar z = R1 CiPi 1=1 i=1 Sujeto a: La ecuación de balance de potencia: p+ >PHIiPDt jETE JEH Ji + jtj = jETE jeH Con costo marginal: ZDt Ecuación de balance hídrico en embalses: +1,j +Utj +S1 - [Utk,t +Sk]4J k eMj Con costo marginal: flj j Los límites en almacenamiento hídrico: < vM Costo marginal: zvIj Los límites en capacidad de turbinamiento hídrico: Uti< U' Con costo marginal: 2tutj Los límites de capacidad de generación eléctrica: pM 13
  14. 14. Con costo marginal: Zgfl En donde: T es el horizonte de planeación; R, es el factor de actualización; V es el volumen almacenado en la planta j al inicio de la etapa t; A es el volumen de afluencia en la planta j en la etapa t; U, es el volumen turbinado por la planta j en la etaoa t; S es el volumen vertido por la planta j en la etapa t; M es el conjunto de plantas aguas arriba de j; VM es el volumen máximo almacenable en la planta j U1M es el volumen máximo turbinable en la planta j; TE es el número de plantas termoeléctricas; H es el número de plantas hidroeléctricas; p es el coeficiente de productividad hidroeléctrica en la planta j (kwh/m3). La asignación marginal en unidades termoeléctricas es: Bgti = 7tgt o bien: B = R, C P1 - Dt Pi Para las centrales hidroeléctricas se tiene una asignación: Bv »/ M = 7tu 1 U En donde BVi y Buti corresponden a la contribución del embalse (o capacidad de regulación) y de conjunto turbina/generador (capacidad de generación). Se debe discutir en forma especial la asignación marginal correspondiente a los términos { Ati y ti} asociados a los caudales afluentes incrementales a los embalses, Esta porción indica la parte de la tarifa que se debe al vector de recursos hídricos. Al ser el agua propiedad del estado, el lucro producido por el agua no debería asignarse a ningún agente privado; tampoco debe restarse de la tarifa ya que esto distorsionaría los precios a los clientes. Un uso posible de esta porción asociada al agua es la de medir el precio asociado a una concesión del recurso, o bien para comparar el costo de darle otro uso al agua como pueden ser la irrigación o el control 'le avenidas. El impacto de los recursos renovables 89 O Acuerdo específico de colaboración académica CFE-IPN No. CON-GPG-5002/97, Estudio de Operación de Plantas Eléctricas en los estados de Oaxaca y Chiapas, Informes Finales, 1997 ' Gallegos Sánchez Juan Ignacio, Evaluación de los beneficios de desarrollar la Central Eoloe/éctrjca La Venta, Tesis de maestría en Ciencias, ESIME, IPN, Septiembre de 1998 14
  15. 15. A continuación se describen los criterios y procedimientos empleados en la evaluación de los beneficios en potencia y energía del parque generador estudiado. Criterios Determinísilcos de Suministro de Energía. Los criterios determinísticos no toman en cuenta explícitamente la naturaleza aleatoria de los factores que afectan el suministro de energía y el desconocimiento de afluencias futuras es resuelto considerando la posibilidad de que en el futuro se repitan las afluencias históricas registradas; con esto se evita cualquier modificación del comportamiento histórico de los recursos, ya que será considerada como una situación catastrófica, que tiene poca probabilidad de suceder. Mediante herramientas de simulación se reproduce la operación del sistema generador y se evalúa la capacidad de producción, con escenarios tanto hidrológicos como eólicos bien definidos. Para realizar simulaciones es necesario definir las reglas de operación del parque generador dentro del período de estudio. Las deíiciencias de emplear criterios determinísticos de suministro de energía son las siguientes: (i) Los riesgos de no atendimiento del mercado no pueden ser cuantificados; y ( u) Los análisis se basan en una sola secuencia de afluencias hidrológicas históricas, a pesar de que se trata de un proceso estocástico. Este criterio conduce a evaluar un solo escenario que no puede representar en forma precisa el proceso en general. Los conceptos mas importantes asociados los criterios determinísticos son los siguientes: Energía firme de un sistema generador. Es el mayor valor de energía que puede ser producido continuameiil:e por el sistema con las mismas características del mercado sin que ocurr déficits, si se repiten las aportaciones hidrológicas del pasado. Período hidrológico crítico de un sistema. Es el período de tiempo, correspondiente a la secuencia de caudales históricos, en que el almacenamiento en embalses va de su nivel máximo (con embalses llenos) a su nivel mínimo (con los embalses vacíos), sin llenados totales intermedios en el suministro de la energía firme del sistema. Los conceptos de energía firme y período hidrológico crítico se ilustran en la Figura 2. Crilerios Proliabilísilcos de Suministro de Energía. A diferencia de los criterios determinísticos, los criterios probabilísticos permiten verificar los riesgos de déficit para una demanda energética definida. Esto se logra generando secuencias de afluencias sintéticas con las mismas características estadísticas que las históricas, pero pudiendo generar un gran número de ellas; entre mayor sea el número de las series sintéticas analizadas, se mejorará la exactitud de los resultados obtenidos. Con esto el procedimiento para evaluar probabilísticamente los beneficios en energía deT parque generador es el siguiente: (i) Establecer el período de análisis;(ii) Generar un número grande de series sintéticas para los recursos renovables; (iii) Simular la operación del sistema para cada serie sintética; (iv) Los riegos de suministro serán la relación entre el número de series en que se incurrió en déficit y el 15
  16. 16. número de series procesadas; y (y) Los beneficios de parque eólico son la diferencia entre simular el sistema con y sin el parque eólico a un nivel de riesgo predeterminado (ver figura 3) El uso de criterios probabilísticos permite: (1) Diferenciar características tanto hidrológicas como eólicas en los sitios de generación; y ( u) Cuantificar los riesgos de déficit de suministro. La implantación de criterios probabilísticos de suministro de energía requiere de modelos que representen el comportamiento de las afluencias energéticas. Para este tipo de estudios se aplica el criterio probabilístico de energía firme 1° , en el cual se determina un período de estudio de 6 años, y se procesa un número de 50 series sintéticas tanto hidráulicas como eólicas. Se busca abastecer un mercado energético constante, con el objeto de buscar la energía firme del sistema, hasta encontrar que algunas de las series propuestas ncurran en período hidrológico crítico; de esta forma, si 2 series incurren en déficit (vacao total de embalses), se dice que existe un 4% de riego de déficit, si se quiere abastecer un mercado energético de ese tamaño. El proceso de evaluación energética se ilustra en la Figura 4. Criterios Determinísticos oFe Suministro de Potencia. Los criterios determinísticos de suministro de potencia no consideran las características aleatorias de los eventos que producen déficits. La aplicación de criterios determinísticos de suministro de potencia requiere cuantificar en todo momento la capacidad disponible del sistema generador. Para el sistema generador hidro-eoloeléctrico estos beneficios pueden eváluarse como beneficios en capacidad disponible por incremento en los niveles de los embalses, al desplazar energía hidroeléctrica por eoloeléctrica. En caso de operar plantas de viento jon con unidades téirnicas el beneficio n capacidad global, se refleja como si se tratara de una planta térmica extra que da soporte al sistema con alto índice de tasa de salidas forzadas y varios estados derateados. Criterios Probabilístícos de Suministro de Potencia. Los criterios probabilísticos de suministro de potencia, buscan evaluar la confiabilidad del sistema, utilizando métodos ya sea analíticos o con simulación Monte-Carlo 11 que permitan estimar los índices que reflejen el grado de confiabilidad del sistema. El índice más comúnmente empleado en estudios recientes es el índice de pérdida de carga esperada (LOLE) y el índice de pérdida de energía esperada (LOEE), los cuales permiten cuantificar la continuidad y la magnitud de los racionamientos de energía. Para ésto, se debe considerar que las fallas de suministro de potencia se deben a: (i) Falta de agua y abatimiento de nivel en las centrales hidroeléctricas; (Ii) Falta de viento e intensidad del mismo en plantas eoloeléctricas; (iii) Ausencia e intensidad del sol en plantas solares; (iv) Falta de equipo de generación; (y) Fallas en unidades generadoras; y (vi) Errores en la previsión de la demanda. 10 Programa de Actividades Regionales en el Subsector Eléctrico del Istmo Centroamericano (PARSEICA): Módulo de planeamiento operativo: Conceptos Básicos, PROMON, Febrero de 1992 R. Billinton. W. Li, Reliability assessment of electric power systems using Monte Carlo methods, New York, Pienum Press, 1994 16
  17. 17. De forma analítica los modelos de capacidad disponible tanto para un parque hidroeléctrico como el eoloeléctrico están en función de la disponibilidad de sus unidades, la cual se ve afectada por dos elementos: la disponibilidad del energético principal (agua y viento) y las tasas de salida forzada. Comparando ambas causas de indisponibilidad, la tasa de salidas forzadas no es representativa en el cálculo de modelos de capacidad disponible. De forma analítica se supone cierto comportamiento en la naturaleza de las afluencias energéticas utilizando funciones de distribución de probabilidad, las cuales no reflejan parámetros como la estacionariedad de la serie, y donde cualquier estimación puede ser errónea. El uso del método Monte-Carlo dentro del cálculo de modelos de capacidad disponible, sirve de herramienta para evitar cualquier consideración errónea que pudiera presentarse en la estimación del comportamiento de las afluencias energéticas a los sistemas, utilizando modelos autorregresivos de medias móviles (ARIMA) que permite reproducir el comportamiento de las mismas. El proceso básico de simulación consiste en: (i) Crear un mode! de capacidad disponible del parque hidroeléctrico, utilizando modelos ARIMA, para generar series sintéticas de aportaciones hídricas mensuales a cada embalse. (u) Crear un modelo de capacidad disponible del parque eólico, utilizando modelos ARIMA, en el renglón de velocidades de viento horarias. (iii) Crear un modelo de capacidad disponible para el sistema con los recursos antes mencionados. (iv) Obtener curvas con índices de confiabilidad aceptables. Los beneficios en potencia o capacidad disponible, serán la diferencia entre el tamaño del mercado que puede abastecerse con y sin el parque eoloeléctrico, conservando ¡a misma continuidad del servicio (Indice LOLE). Los estudios de evaluación de beneficios en potencia están basados en medir los índices de confiabilidati de cada grupo propuesto de generación (hidroeléctrico y eólicu), pala así cuantificar el tamaño del mercado que se puede abastecer con la misma continuidad de servicio. Los índices de confiabilidad 12 empleados son: (i) Pérdida de carga esperada (LOLE): que es el promedio de número de días u horas en un período dado (comúnmente un año) en el que la demanda pico diaria o la demanda horaria se espera que exceda la capacidad disponible de generación; y ( u) La pérdida de energía esperada (LOEE): que es la energía que se espera no poder abastecer durante un período dado (comúnmente un año) por el sistema generador dado que la demanda excede la capacidad disponible de generación Para calcular estos índices se empleó el método Monte Carlo, a fin de evitar consideraciones que pudieran ser erróneas en el renglón de las afluencia energéticas a los sistemas. Beneficios en energía con crí/eríos determinislícos. Los resultados en energía firme aplicando este criterio para un sistema híbrido hidro-eólico compuesto por el complejo hidroeléctrico del Río Grijalva y un parque de plantas eólicas V39- 600 con capacidad entre 200 y 2000 MW y el mercado característico del Area Oriental de la CEE se muestran en la Tabla Rl. Tomando en cuenta que el factor de planta de unidades eólicas en 12 R. Billinton and R.N. Allan, Reliability evaluation of power systems, New York, Pienum Press, 1996 17
  18. 18. La Venta es del 50%, los resultados obtenidos asocian un beneficio energético para un parque eólico de 200 MW del 42.2%, de la capacidad instalada teniendo en cuenta que solamente se ha simulado un solo escenario (registros históricos). El 7.8% restante es rechazado por sistema, como derrames en los embalses. Viento (MW) Energía (GWh) Beneficio (GWh) Porciento de la - capacidad instalada 0.0 938.6 - 0.0 0.0 200.0 999.4 60.8 42.222 500.0 1090.0 151.4 42.055 750.0 1163.7 225.1 41.685 1000.0 1236.5 297.9 41.375 2000.0 1529.5 590.9 41.034 Tabla R. 1 Energías firmes mensuales obtenidas con criterios determinísticos. Beneficios en energía con criterios pro/a/ií/ístícos. Para analizar los beneficios energéticos se realizó un estudio de energía firme probabilístico del sistema para un período de 6 años, en el cual se busca el valor de energía firme mensual que puede abastecer el sistema sin incurrir en un período crítico. Los resultados obtenidos mediante la simulación pueden observarse en las tablas siguientes: Con riesgos de déficit menores al 10% los beneficios son: CAPACIDAD INSTALADA EN VIENTO (MW) BENEFICIO ENERGETICO MENSUAL (GWh) EQUIVALENTE A UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA (MW) PORCENTAJE DE LA CAPACIDAD INSTALADA (%) 200.0 61.0 84.7222 42.361 500.0 154.0 213.8889 42.777 750.0 223.0 309.7222 41.296 1000.0 295.0 409.7222 40.972 2000.0 454.0 630.5555 1 31.527 Tabla A. 2 Beneficios en energía firme del sistema híbrido con riesgo de déficit menores al 10%. Se puede observar que los beneficios del proyecto eoloeléctrico, son limitados por la capacidad de almacenamiento de los embalses; también se observa que a medida que aumenta la capacidad instalada en viento, los beneficios en energía se reducen proporcionalmente, hasta la capacidad de 2000 MW donde el sistema muestra señales de no poder absorber en la misma proporción la energía producida por el parque eólico. De aquí, pueden observarse dos resultados importantes; con riesgos de no atendimiento del mercado menores al 2 y 10% (criterios probabilísticos), se puede optar por decisiones aun más económicas (mayor energía firme), ya que la probabilidad de que ocurra un déficit es mínima, además, en los resultados con criterios determinísticos pareciera ser que los beneficios son proporcionales a la capacidad instalada en viento, en tanto que con criterios probabilísticos estos se reducen con la capacidad, lo que 18
  19. 19. muestra señales de que el sistema propuesto tiene limitaciones para absorber volúmenes grandes de energía eoloeléctrica. Beneficios en potencia con criterios determínísticos. Los beneficios en potencia disponible aplicando este criterio, se manifiestan como un incremento en los niveles de los embalses al desplazar energía hidroeléctrica por eoloeléctrica, por consiguiente los embalses del complejo hidroeléctrico conservan niveles altos y se obtiene un beneficio por capacidad disponibles de sus unidades, al minimizar los abatimientos de nivel del embalse. Las centrales que pueden obtener estos beneficios son las de mayor capacidad de almacenamiento (Angostura y Malpaso), ya que las curvas nivel-potencia muestran abatimientos de potencia por nivel del embalse. Evidentemente los beneficios obtenidos por capacidad disponible dependen de los niveles operativos de los embalses y la política operativa de vaciado. En las figuras R.3 y R.4 puede observarse como el parque eólico ayuda a sostener el sistema hidroeléctrico cuando este evidentemente, tiene una tendencia de vaciado total. Con criterios determinísticos se ha demostrado la existencia de beneficios por capacidad disponible debidos a la adición del parque eólico, pero se requiere emplear herramientas probabilísticas que permitan cuantificar estos beneficios. Las curvas de pérdida de carga esperada y pérdida de energía esperada para el complejo hidroeléctrico del Río Grijalva aplicadas al mercado en estudio, pueden observarse en las figuras R.5yR.6. En las gráris puede observarse el mercado que puede abastecer el complejo hiQr:ieléctricc, incurriendo en ciertos riegos. Se observa que abastecer mercados mayores implica un crecimiento exponencial en los riesgos de suministro de energía. Estos riesgos de suministro de energía, están representados por los índices de confiabilidad, para el caso del índice LOLE, este indica, por ejemplo, que si se desea abastecer un mercado de 1740 MW; aproximadamente 7.5 horas al año, probablemente no será posible abastecer el cien por ciento dicho mercado. Por otro lado si refiriéramos los riesgos de suministro al índice LOEE, este indicaría que si se desea abastecer un mercado de 1740 MW; se espera no poder suministrar 10, 500 MWh al año. Una vez calculados los alcances del parque hidroeléctrico, se pueden definir los alcances que tendrá el adicionar el parque eólico. Parque eoloelúctríco como recurso único de generación. Un resultado interesante consiste en evaluar los alcances del parque eoloeléctrico como recurso único de generación, abasteciendo un mercado como el empleado para evaluar la hidroelectricidad. Las curvas de pérdida de carga esperada y pérdida de energía esperada para cada capacidad propuesta pueden observarse en las figuras R.7 y R.8, respectivamente. Como puede observarse, el parque eólico como fuente de generación única (es decir como recurso aislado) tiene índices de confiabilidad muy elevados, lo que indica que los racionamiento 19
  20. 20. serán muy frecuentes (superiores a 2300 horas/año), es decir, que el 26.25% del año se incurrirá en racionamientos. El número de unidades instaladas, disminuye en mayor grado el índice de pérdida de carga, que el índice de pérdida de energía, pero no se observan beneficios substanciales. Por lo que se puede afirmar que no existen beneficios importantes al aumentar la capacidad instalada en plantas de viento. Este resultado permite afirmar que el recurso eólico, por si solo no resulta atractivo en el renglón de generación, la mala calidad del servicio en cuanto a su continuidad no permite asignarle beneficios en potencia, y es por esto que el recurso viento no resulta ser atractivo como proyecto para la expansión de la generación al no asociársele beneficios en potencia, sino solamente se le acreditan beneficios por la energía producida. En este caso, el factor preponderante en la calidad del servicio, es el viento, y como es un recurso aleatorio, no es posible hacer nada al respecto; lo que resulta interesante es obseivar su impacto operando conjuntamente con el complejo hidroeléctrico del Río Grijalva. Operación del Sistema híbrido. En la operación conjunta de ambos recursos, resulta interesante observar la compensación que puedan tener las incertidumbres en las afluencias energéticas en viento y agua, lo que permite tornar en controlable la energía producida por el parque eoloeléctrico al desplazar energía producida por el parque hidroeléctrico, es por esto que se analizan los estudios con el sistema híbrido abasteciendo el mercado, las curvas de pérdida de carga esperada y pérdida de energía esperada pueden observarse en las figuras R.9 y RiO respectivamente De acuerUa con !a grÉfca de pérdida de caiga esperada se puede afirmar que se cbe;var oeneficios en el Lamaño del mercado abastecido, debidos a la adición del parque eólico, los cuales se muestran en la Tabla R.3. CAPACIDAD EN VIENTO (MW) LOLE (hrslaño) DEMANDA MEDIA SIN VIENTO (MW) DEMANDA MEDIA CON VIENTO (MW) BENEFICIO (MW) PORCIENTO DE LA CAPACIDAD INSTALADA 200 22.0 1764.6 1842.9 78.3 39.15 9.0 1750.7 1829.3 78.6 39.3 500 22.0 1764.6 1958.0 193.4 38.68 9.0 1750.7 1944.6 193.9 38.78 750 22.0 1764.6 2052.5 287.9 38.38 9.0 1750.7 2039.1 288.4 38.45 1000 22.0 1764.6 2147.8 383.2 38.32 9.0 1750.7 2133.4 382.7 38.27 2000 22.0 1764.6 2519.1 754.5 37.725 9.0 1750.7 2504.8 754.1 37.705 / aoia t. i tenericios en mercado sistema híbrido Dicho beneficio puede asignarse a un incremento en potencia disponible, ya que con la adición de parque eólico se puede atender un mercado mayor con el mismo riesgo de suministro. Para 20
  21. 21. Tabla 8.4 Beneficios en potencia d,sponih/e sistema híbrido 200MW con para dsignar créditos por capacidad. CAPACIDAD LOLE DEMANDA DEMANDA BENEFICIO PORCIENTO DE ADICIONAL (hrs/año) MEDIA SIN MEDIA CON (MW) LA CAPACIDAD (MW) CAPACIDAD CAPACIDAD INSTALADA ADICIONAL ADICIONAL (%) - (MW) (MW) 200 22.0 1764.6 1842.9 78.3 39.15 ViENTO 9.0 1750.7 1829.3 78.6 39.3 200 22.0 1764.6 1954.6 190 95.0 TERMO 9.0 1750.7 1940.6 189.9 94.95 - poder cuantificar este beneficio es necesario evaluar los beneficios asociados a la adición de un parque térmico convencional de capacidad similar. Se puede observar que los beneficios no son proporcionales a la capacidad de viento instalada ya que la capacidad de regulación de los embalses del complejo hidroeléctrico, no pueden tornar en controlable toda la energía producida por las plantas eólicas. Sistema /iidrotérmíco y cuantificación de beneficios. Los beneficios observados, debidos a la adición del recurso eólico, pueden cuantificarse comparándolos con los beneficios obtenidos con la adición de un parque térmico convencional de capacidad similar. Para cuantificar estos beneficios se realizaron estudios para una capacidad de 200 MW, las curvas de pérdida de carga esperada y pérdida de energía esperada pueden observarse en las figuras R.1 1 y R.1 2, respectivamente, Las gráficas anteriores pueden interpretarse en la Tabla R.4. De los resultados anteriores puede observarse claramente que la adición de parque térmico contribuye en mayor grado al atendimiento de mercados mayores (para el caso de 200 MW, amplia el tamaño del mercado en 190 MW), esto es debido a que no se considera incertidumbre alguna en el abasto de combustibles, y por lo tanto la central prácticamente siempre estará disponible, excepto cuando tenga salidas forzadas. Para el caso del parque de viento los resultados son menores, debido a la incertidumbre en la velocidad del viento, lo que implica que la central no se encuentre disponible todo el tiempo, pero comparativamente equivale al 41 .30% de los beneficios por la adición de una central térmica de la misma capacidad. Beneficios en potencia. Las curvas de pérdida de carga esperada y pérdida de energía esperada para el complejo hidroeléctrico del Río Grijalva abasteciendo un mercado variable, pueden observarse en las figuras R.13 y R.14. De las gráficas anteriores se puede obtener el nivel de riesgo de suministro para el atendimiento del mercado, por lo que de acuerdo con las figuras anteriores, el atendimiento de mercados mayores representa un incremento exponencial en los riesgos de suministro. Además, la gráfica 21
  22. 22. MW en las figuras R.16 y R.17, respectivamente. Las consideraciones hechas en este estudio son iguales a las empleadas para el sistema híbrido, solamente se añaden pérdidas del 5% al parque térmico, debidas a tasas de salidas forzadas. De los resultados anteriores puede observarse que la adición de parque térmico contribuye en mayor grado al atendimiento de mercados mayores (para el caso de 200 MW, amplia el tamaño del mercado en 307 MW), esto es debido a que no se considera incertidumbre alguna en el abasto de combustibles, y por lo tanto la central prácticamente siempre estará disponible, solo cuando tenga salidas forzadas. Para el caso del parque de viento los resultados son menores, debido a la incertidumbre en la velocidad del viento, lo cual hace que la central se no se encuentre disponible todo el tiempo, pero comparativamente equivale al 40.66% de los beneficios por la adición de una central térmica de la misma capacidad Las gráficas anteriores pueden interpretarse en la Tabla R.6. CAPACIDAD LOLE DEMANDA PICO DEMANDA PICO BENEFICIO PORCIENTO DE APICIONAL (hrs/año) SIN CAPACIDAD CON (MW) LA CAPACIDAD (MW) ADICIONAL CAPACIDAD INSTALADA (MW) ADICIONAL % (MW) 200 22.0 2859.5 2986.7 127.2 ______ 63.6 VIENTO 9.0 2835.6 2964.9 129.3 64.65 200 22.0 2859.5 3166.4 306.9 153.45 TERMO 9.0 2835.6 3144.7 309.1 154.55 nIa H. o iYenencios en potencia cisrOflibIe sistema híbrido 2OOíViI. oara asignar créditos ro' capacidad. Conclusiones y recomendaciones En este trabajo se han discutido conceptos básicos de mercados de energía eléctrica; en este contexto se han descrito las características del marco regulatorio vigente en México, así como la propuesta de reestructuración del sector eléctrico mexicano. En la reforma propuesta por el ejecutivo federal se sugiere el otorgar concesiones en la explotación de recursos naturales para la producción de energía eléctrica. En este trabajo se discute la pertinencia de analizar cuidadosamente el valor de los recursos naturales como fuentes de producción de energía eléctrica, a fin de dimensionar correctamente el precio de una concesión en esta materia. Se ilustra también que el uso indiscriminado de las fuentes propiciaría la subvaloración de un recurso como es el viento, en el caso del potencial existente en el estado de Oaxaca, cuyo valor aumenta al utilizarse en coordinación con las fuentes hidroeléctricas del estado de Chiapas. La ejecución de estudios de simulación de sistemas productores de energía eléctrica permiten valorar con justicia estos recursos naturales cuyas rentas actualmente son propiedad del estado mexicano. 23
  23. 23. < - SERIES SIN DÉFICIT O - -- o Z - Lu - SERIE CON DÉFICIT LL 2 a Gi P PID Figura 1. Despacho económico local. z L) zLL TmMP• (-) 4: 1- TIEMS Fig. 2 Energía firme y período hidrológico crítico. TIEMPO 1 TIEMPO Figura 3 Criterio probabilístico de energía firme. 24
  24. 24. Hg. 4 Proceso de evaluación energética utilizando los modelos de simulación. CURVA DE VACIADO CENTRAL ANGOSTURA NWtL NWL520.C1 n,t. PERC '—) ¡-igura H. 3 (Jurva de vaciado Central Angostura, período 94-96. 25
  25. 25. 1-/gura H.5 Vuiva de perdida de carga esperada complejo hidroeléctrico de/Río Grijalva con 26
  26. 26. PERDIDA DE ENERCIA ESPERADA SISTEMA HIDROELECTRICO (COMPLEJO HIDROELECTRICO DEL RIO GRIJALVA) - 50000 Z. DEMANDA MEDIA (MW) 1-/gura H. 6 Curva de pérdida de energía esperada complejo hidroeléctrico del Río Grijalva con CURVA DE PERDIDA DE CARCA ESPERADA PARQUE ECLICO (PLANTAS DE VIENTO EN LA VENTA) 9000 .. ...................... 200MW................. ...O : : ............................................................................................ < 8000 . ............................................................ E- 7000 . 6000 5000 4000 1 3000 .. U ................................................................... 2000 iiIIIiIIIIi Ir 1000 . U 0 0 100 200 300 DEMANDA MEDIA (MW) riguta t. / c urvas ce peraiaa ce carga esperada parque eoloeléctrico en La Venta, Oaxaca con 27
  27. 27. o o CD a: UI Dj cf) UI (.0 o- CD U CD CD CD o- UI o- CURVA DE PERDIDA DE ENERGIA ESPERADA PARQUE EGLICO (PLANTAS DE VIENTO EN LA vEr1A) o CD ft: LiJ CL UI CD U UI UI o CD a: UI o- 1-/gura M. d curvas de perdida de energía esperada parque eoloeléctrico en La Venia, Oaxaca CURJA DE PERDIDA DE CARCA ESPERADA SISTEMA HD.DO (cOiFLEJc HDROELECTRICQ DEL RIO GRIJÁL-PLLNTÁS DE VJENTD EN LA VENTA) 5INVI NTO 2 0MW 509MW791W 100 MW 200MW 22 -- --- -------- 20 18 . 16 . 14 . J. -- 1800 1900 2000 2100 2200 2300 2400 2500 DEMANDA MEDIA (MW) 1-/gura II. si uurvas ae perdida de carga esperada sistema híbrido 111111
  28. 28. CURVA DE PERDIDA DE ENERCIA ESPERADA SISTEMA HIBRIDO (COMPLEJO HIDROELECTRICO DEL RIO GRIJALVÁ-PLÁNTAS DE VIENTO EN LA VENTA) 1-/gura N. 1 U curvas cJe perdida de energía esperada sistema híbrido con PERDIDA DE CARCA ESPERADA SISTEMA HIBRIDO 200MW (coMFRAcI0N DE RESULTADOS) O . 5INVIENT.O •. . . . .. . . . . ... 200 MWVIENTQ . . . . . . 200 MW TERMO . : : 22 ------- ........................................................................ o: ... . . . . . . . ..:.. . .. . .. ....... :1 : : 'a ................................................................o LLJ cL.. 16 . /::::: . UI .... ... ....... 14 Q .!........................................... ........................................................... . 12 lo .. . . . . : ............................................................ . .. ---------------------------------- Lii j : 1750 1770 1790 1810 1830 1850 1870 1890 1910 1930 1950 DEMANDA MEDiA (Mw) Figura A. 11 Curvas de pérdida de carga sistema híbrido e hidrotérmico con para 200MW. 29
  29. 29. PEPDDA DE ENERCIA ESPERADA SSTEMA HBRIDO 200MW (COMPARACION DE RESULTADOS) o SIN VIENTO ..... 200 MW VIENTO ...... 200 MWTE k 30000 28000 .............................................. 26000 1 .......................................... .:............................................... D 24000 uJ 22000 LU 20000 . LLJ 18000 LtJ LLJ 16000 14000 O Q LL 12000 1750 1770 1790 1810 1830 1850 1870 1890 1910 1930 1950 DEMANDA MEDIA (MW) FIgura R. 12 Cuívas de pérdida de energía sistema híbrido e hidrotérmico con para 200MW EPDIDA DE CARCA ESPERADA SSTEMA HIDROELPÍ (COMFLEUO HIOROELEC rri:c DEL. RIO CRJALVA) O . ..... .................... 30 Li 20 ........................................................................................ II. c:I11I 1 2790 2800 2510 2820 2830 2840 2850 2850 2870 DEMANDA PICO (MW) 1-/gura H. 1 i vunia ce percida cte carga complejo hidroeléctrico 30
  30. 30. PERDIDA DE ENERCIA ESPERADA SISTEMA HIDROELECTRICO (coMPLEJO HIDROELECTRICO DEL RIO GRIJALVA) !Iyuíd i. 1 ,4 curva ae peraiaa (le energia complejo hidroeléctrico. CURVA DE PERDIDA DE CARCA ESPERADA SISTEMA HIBRIDO (COMPLEJO HIDROELECRICO DEL RIO GRIJALVA- flLJJJTAS DE VIENTO EN LA VENTA) SIN VI NTO 20MW 500 W 75pMW. 10P:OMW 200 MW 22 20 • : ................................:..................................: : : : : o 16 .. ............... : : : : ............................................................................: -----------: .............................: -: ....(0 .: ..: ..........: ..:: ... o .... ......... uj : : : : : :------------------------------------------------------------. ----- 10 . Li o - -• : : : : : : 8 200 3000 3200 3400 3600 3800 4000 DEMANDA PICO (MW) i-iyuía u. ¡ D uurvas ae pera/aa cíe carga sistema híbrido. 31
  31. 31. PERDIDA DE ENERCIA ESPERADA SISTEMA HIBRIDO 200MW (COMPARACIDN DE RE5ULTADO) o D IJJ U) bJ CD ry LiJ LJJ uJ D Lii o- 1-igura H. 18 (Jurias de pórdida de energía sistema híbrido e hidrotérmico para 200MW. 33
  32. 32. LOS RECURSOS RENOVABLES EN LOS MERCADOS ELECTRICOS COMPETITIVOS1 Ricardo Mota Paiomino Instituto Politécnico Nacional Escuela Supehor de Ingenierfa Mecánica y Eléctrica Sección de Estudios de Posgrado e Investigación Unidad profesional Adolfo López Mateos Edificio 5 3er Piso Colonia Lindavista, 07738, México DF. ErnaH: rmata@esepi.esmezJpn.mx RESUMEN Recientemente, el Poder Ejecutivo de México, a través de su Titular. presentó una propuesta Jue propone reestructurar el sector eléctnco mexicano. A partir de este hecho, se ha desarrollaco una Intensa actividad a través de los medios de comunicación y diversos foros técnicos y políticos en respuesta a la solicitud del Titular del Ejecutivo de analizar y discutir ampliamente la propuesta presentada. El objetivo de este trabajo es presentar conceptos básicos de mercados de energía eléctrica aunado con una discusión del punto donde se sitúa la propuesta mencionada. El parque generador de energía eléctrica nacional es fundamentalmente ce naturaleza termoeléctrica; sin embargo, un componente importante del mismo es hidroelectricídad, geotermia, y eoloelectricidad. La propuesta gubernamental no ha sido suficientemente clara respecto al manejo de estos recursos renovables. Dado que su tamaño es significativo, en este trabajo se pretende ilustrar la importancia de dichos recursos, así como su impacto sobre la operación económica del sistema eléctrico nacional.

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