IE- FING – UDELAR (Instituto de Ingeniería Eléctrica – Facultad de Inge-niería – Universidad de la República Oriental del Uruguay.) - URUGUAY

UTE ( Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas.) -URUGUAY

Montevideo – Uruguay – 29 de mayo de 2014.

Planificación de las inversiones en generación del Uruguay 2020-2040.

Autores:

Ing. Eliana Cornalino.

(UTE, Especialista en eólica)

Dr. Ing. Gonzalo Casaravilla

(UTE, Presidente)

Cargo: Presidente de UTE

MSc. Ing. Ruben Chaer

(IIE-FING-UDELAR, Profesor Adjunto Depto.de Potencia).

Ec. Daniel Larrosa

(UTE, Asesor de Presidencia).

PALABRAS-CLAVE: Eólica Solar SimulaciónRenovables Planificación.

Código de sub-tema: G2-2

DATOS DE LA EMPRESA:UTE-Presidencia, PARAGUAY 2431.Código Postal: 11800.Teléfono: (598) 22002015

Email: rchaer@simsee.org, ecornalino@ute.-com.uy, presidencia@ute.com.uy

1.Introducción.Durante los años 2009 y 2010 se diseño el

“Plan óptimo de Inversiones en Generación”(ver [1] y [2]) resultados que se utilizaron paraimpulsar la incorporación de energía eólica engran escala y de la confirmación de la realiza-ción de una planta de ciclo combinado actual-mente en construcción. Esos estudios se reali-zaron utilizando la plataforma de Simulación

de Sistemas de Energía Eléctrica – SimSEE[3].

Asimismo, con el plan de inversiones antesmencionado en marcha, se ha consolidado enestos años un nuevo escenario de generacióncaracterizado por la incorporación durante2014 y 2015 de una significativa cantidad po-tencia eólica así como por el alto grado de res-paldo térmico asegurado por la instalación delciclo combinado actualmente en desarrollo.

Con este nuevo contexto, el presente trabajoplantea un análisis de posibles caminos parala expansión del sistema eléctrico en el hori-zonte 2020 – 2040.

En cuanto a las mejoras incorporadas a Si-mSEE se destaca por un lado la actualizaciónde los modelos en base a la mayor cantidadde información disponible. (series de mayorduración e instalación de nuevas estacionesde medida). Por otro lado se cuenta hoy en díacon un modelado del recurso solar que no ha-bía sido tenido en cuenta en estudios anterio-res y que ahora permite incorporar la modela-ción de centrales solares fotovoltaicas de granporte para la optimización del plan de inversio-nes. Todas estas mejoras fueron realizadas enel marco del proyecto de investigación ANII-FSE-1-2011-1-6552 “ModeladoAutoctonasEn-SimSEE” del fondo Sectorial de Energía de laAgencia Nacional de Investigación e Innova-ción ANII.

Con el escenario esperado para el año2016 y el con proyecciones del crecimiento dela demanda, los precios de las teconologías yde los costos de los combustibles se llevó a

cabo la optimización del plan de inversiones yse presentan los resultados.

2. Plan óptimo 2020-2040.

Para la optimización del plan de inversionesse utilizó la herramienta OddFace (ver capítuloVI de [4]). Esta herramienta es una versiónmejorada de la utilizada en 2010 (ver [1]) porlos autores para el mismo propósito. La optimi-zación llevó 15 días en el equipo HPC (equipode Computación de Alto Desempeño por sussiglas en Inglés) utilizando en promedio 120nodos de cálculo durante 15.

El conjunto de hipótesis utilizadas se deta-

llan en la sección 3. La expansión óptima re-sultante es la que se resume en la Fig.Error:no se encuentra la fuente de referencia Mos-trando la capacidad instalada por cada tecno-logía.

Como se puede apreciar, la potencia eólicainstalada supera el valor del pico de potenciade la demanda. Esto es así porque al ser laeólica el recurso más barato, el optimizadorencuentra conveniente instalar eólica aunquepueda llegar a desaprovechar parte de su pro-ducción (con esto se tendrá vertimiento eólico)dado que el margen entre el valor de la ener-gía eólica y el variable de la central térmica

más barata (ciclo combinado con gas natural)permite tener estos excedentes con gananciaeconómica.

Como se puede apreciar, la energía solarcomienza con los 200 MW actualmente enconstrucción y no tiene nuevas incorporacio-nes hasta el año 2029 en que pasa a ser con-veniente su instalación. Se instala energía so-lar, a pesar de ser más cara que la eólica, porla complementariedad que tienen los recursos.

También se aprecia que luego del ciclocombinado actualmente en construcción no sejustificaría un nuevo ciclo hasta el año 2032 enque se instala uno de 180 MW y luego en el2038 donde se instala un segundo módulo de180 MW. En el horizonte analizado se instala-rían 360 MW de turbinas aero-derivadas en

base a Gas Natural adicionales a los 288 MWya instalados en Punta del Tigre.

2.a)Sensibilidad al precio de la energías Solar.

Se re-optimizó el plan de expansión bajan-do el precio de la energía solar fotovoltaica delos 94 USD/MWh usados en el caso base a69 USD/MWh equiparando así su valor con elde la eólica. La Fig.2 muestra la capacidadinstalada por año en el caso “base” y en el

Fig. 1: Plan óptimo Uruguay 2020-2040MW instalados por tecnología

caso “solar69” correspondiente a la sensibili-dad analizada. Como era de esperar seincrementa la instalación de plantas solares ydisminuye la de energía eólica.

3.Hipótesis.

El crecimiento constante dela demanda eléctrica impone lanecesidad de expandir en for-ma permanente el sistema degeneración para cubrir la de-manda.

Los proyectos de genera-ción tienen la característica deser intensivos en inversión einvolucrar plazos de construc-ción que pueden ir de 1 añopara proyectos simples comopueden ser la instalación deTurbinas Aeroderivativas oPlantas solares Fotovoltaicassiempre que estos proyectosno impliquen el desarrollo delsistema de transmisión de 2 a3 años para proyectos máscomplejos como puede ser laconstrucción de una central de biomasa, unparque eólico o una central de ciclo combina-do. Los plazos de los proyectos están afecta-dos fuertemente por la obtención de los permi-sos ambientales tanto del proyecto como de suconexión al sistema eléctrico. Si el proyecto in-volucra la realización de líneas de transmisiónse suma a la complejidad la de la imposiciónde la servidumbre por los terrenos afectados.Proyectos complejos desde el punto de vistade la obtención de los permisos necesariospara su construcción como pueden ser unacentral de carbón, una central hidroeléctricacon un embalse grande o una central nuclearpueden llevar bastante más de 5 años entre elplanteo del proyecto y su puesta en operación.

Esta característica hace que las decisionesde importantes volúmenes de capital se debanrealizar con años de anticipación con el riesgoque ello conlleva en cuanto a que las hipótesisbajo las cuales se toma la decisión segura-mente tendrán cambios durante la propia cons-trucción. En este contexto de incertidumbre seconsidera importante identificar aquellas varia-bles que producen las “fuerzas de cambio” yson las que pueden producir las principales va-riaciones.

En este capítulo se detallan las hipótesis defuturo utilizadas en la optimización de las in-versiones de generación eléctrica de Uruguayen el horizonte 2020-2040.

Las variables principales que mueven elsector son:

• La Demanda Eléctrica.

• El precio de las tecnologías.

• El precio de los combustibles fósiles.

• El grado de integración regional.

3.a)Demanda de electricidad.El crecimiento histórico de la demanda de

electricidad de Uruguay ha sido de un 3.5%acumulativo anual lo que es consistente conlas características de un país en vías de desa-rrollo. Para el período 2016-2021 se prevé laincorporación de una demanda industrial ex-cepcional estimada en 200 MW medios.

A los efectos de la planificación se suponeque sobre la demanda, excluyendo los 200MW industriales antes mencionados, que semantiene el crecimiento de 3.5% acumulativoanual. En la Fig.3 se muestra la proyección uti-lizada.

La optimización del plan de inversiones serealiza equilibrando la oferta con la demanda,por lo cual, el resultado deberá ser interpreta-do en función del nivel de la demanda futuramás que por la fecha de ingreso de inversio-nes resultante. Dicho en otras palabras, loconstante es la tendencia a mantener el equili-brio entre oferta y demanda por lo cual si la

Fig. 2: Instalación de Eólica y Solar en el caso Base y en el caso Solar69

demanda crece a un ritmo menor o mayor alsupuesto, las inversiones se verán afectadasretrasando o acelerando su ingreso respectiva-mente.

Como se puede apreciar en la Fig.3 en elhorizonte de estudio (2020-2040), la demandaindustrial excepcional supuesta es equivalentea dos años de crecimiento de la demanda tra-dicional del sistema.

3.b) Tecnologías disponibles y tendencias.

Uruguay ya inició un caminohacia una matriz electro-energé-tica diversificada y con una fuer-te componente de energías au-tóctonas. Este camino se selec-cionó por ser óptimo desde elpunto de vista económico ade-más de ser robusto frente a lasvariaciones de precios externas(ver [5] y [6]). El camino selec-cionado excluye grandes cen-trales de base (esto es de fun-cionamiento contínuo como po-drían ser una central a carbón ouna central nuclear). Esta exclu-sión está basada en el tamañode Uruguay en el que una grancentral en la base implicaría unavulnerabilidad importante frente a la una falla ytambién a que una gran central de base impli-caría la no diversificación de las fuentes deenergía y el aumento de la dependencia de unsuministro externo al país. Además de estasdos restricciones, los precios de las tecnolo-gías de base como el carbón y la nuclear noresultan competitivos con los precios de laenergía eólica dada la capacidad del sistemahidroeléctrico de Uruguay de filtrar la variabili-dad de dicho recurso.

También es un dato que Uruguay está enproceso de construcción de una planta regasi-ficadora de GNL que estará operativa por lomenos durante el período de estudio. Estaplanta tiene capacidad de producir 10 Mm3/díade Gas Natural (10 millones de metros cúbicospor día). Suponiendo que el consumo no-eléc-trico creciera hasta 1 Mm3/día los restantes9 Mm3/día son suficientes para alimentar1500 MW de turbinas aeroderivadas de altaeficiencia (pensadas para uso en los picos) o2000 MW de ciclos combinados con turbinasaeroderivativas para uso en la base.

Las tecnologías candidatas para la expan-sión son básicamente: Eólica, Solar, Biomasa,Ciclo Combinados a Gas Natural, Turbinasaeroderivativas de Gas Natural.

Energía eólica.

Se supone un costo de expansión en basea esta tecnología de 69 USD/MWh. Esta esti-mación es resultado de los llamados realiza-dos por UTE en los años 2011-2013 y en basea los cuales se firmaron contratos y se estánconstruyendo del orden de 1200 MW. El preciodel conjunto más relevante de contratos es63.2 USD/MWh referido a noviembre de 2011

y tiene una paramétrica de ajuste de preciosque implica que aproximadamente el 40% estáen dólares corrientes por lo cual se depreciarásegún sea la depreciación del dólar. Si se su-pone una proyección del PPI (Producer PriceIndex – USA) de 2% anual y que la tasa sobredólares constantes a los efectos de la compa-ración de proyectos considerada es 10% elprecio equivalente en dólares constantes paralos contratos de 20 años sería de 61.5% referi-dos a noviembre de 2011 y de 65 USD/MWhexpresado en dólares de junio de 2014. Estareferencia de precios podría tener variacionesa la baja en la medida en que se continúencon las mejoras tecnológicas, si bien en elcaso de la eólica parece haberse llegado auna maduración de la tecnología.

De estos 65 USD/MWh aproximadamente5 USD/MWh corresponden a los costos incurri-dos en los proyectos por su conexión a la redexistente. Estos costos serán superiores paralos proyectos futuros por haber sido ocupadala capacidad disponible. Para representar elcosto de expansión de la red se requieren (ver

Fig. 3: Proyección de la demanda de electricidad Uruguay 2014-2055.

estimación más adelante) de 9 USD/MWh porlo tanto el precio de la energía eólica futura seestima en 69 USD/MWh incluyendo en la mis-ma los costos de expansión del sistema detransporte.

Energía solar fotovoltaica.

Se supone un costo de expansión con estatecnología de 94 USD/MWh. La tecnología so-lar fotovoltaica se encuentra en plena mejorade rendimientos y de procesos de fabricaciónpor lo cual es de esperar que los precios conti-núen bajando en forma relativa al resto de lastecnologías. La mejor estimación al momentode realización de este informe es, para granjasde 50 MW, de 90 USD/MWh resultado de losllamados realizados por UTE durante 2013 yque llevaron a la adjudicación de 196 MW engranjas solares del orden de los 50 MW cadauna. El precio de 90 USD/MWh se consideraun techo y que continuará mejorando en los si-guientes años. De este valor aproximadamente5 USD/MWh corresponden a costos de cone-xión a la red existente. Para los parques foto-voltaicos futuros habrá que prever expansiónen el sistema de 500 kV y en las estaciones detransformación 500/150 por lo que se estimaun costo de expansión del sistema de trans-porte de 14 USD/MWh. Suponiendo una mejo-ra en los precios de la tecnología que lleve a80 USD/MWh el costo de generación y14 USD/MWh para el costo de expansión de lared se llega a un costo de generación de94 USD/MWh.

A los efectos de la determinación del plan ópti-mo de inversiones se supondrá un valor de94 USD/MWh y sobre el plan óptimo se anali-zará el efecto de suponer que el precio igualaa los 69 USD/MWh de la energía eólica.

Biomasa.

La generación en base a biomasa sub-pro-ductos de procesos productivos no tiene posi-bilidades de expansión en cantidades significa-tivas. Las principales generaciones de estetipo son la de las plantas de procesamiento decelulosa (UPM y Montes del Plata). Estas plan-tas producen básicamente su electricidad enbase a la quema del licor negro subproductode su proceso industrial y vuelcan excedentesde energía a la red eléctrica. En la actualidad,estas plantas inyectan del orden de 105 MWde excedentes a la red. De instalarse una futu-ra planta es previsible que inyecte del orden de50 MW de excedentes en cuyo caso se deberáquitar del plan de inversiones la correspon-

diente energía de otra fuente. Como estas in-versiones no son planificables por el sectoreléctrico no se ha considerado una fecha paratal evento.

La generación en base a forestación dedi-cada a la generación eléctrica podría tener an-damiento en el corto plazo si la misma admiteflexibilidad en el despacho a nivel de trasladarla energía de un año para el otro. Esta flexibili-dad es necesaria para compensar la variabili-dad de la generación Hidráulica. Si no fueseposible rentabilizar las centrales con esa mo-dalidad, las mismas deberán esperar hastaque la demanda crezca lo suficiente comopara poder seguir agregando energía despa-chada en la base. De acuerdo a consultas rea-lizadas en el mercado y a las centrales actual-mente en funcionamiento, esta tecnología ne-cesitaría un pago por capacidad instalada deaproximadamente 60 USD/MWh disponible(calculado sobre el 85% de las horas del añopara remunerar todos los costos fijos tanto deinversión como de O&M) y un pago por laenergía entregada del orden de 60 USD/MWhpara centrales del orden de los 40 MW. El cos-to variable se considerará 35% indexado a alprecio del barril de petróleo Brent para reflejarlos costos de flete.

El resultado es que a estos valores no ha-bría expansión de biomasa en el horizonteanalizado salvo que se considerara para su in-serción externalidades como ser: aumento dela soberanía energética, reducción de volatili-dad de costos por tratarse de un recurso au-tóctono, derrame sobre la economía por lacantidad de trabajo creado en relación a la ca-dena forestal y logística de transporte.

Ciclo combinado.

Actualmente se encuentra en construcciónun ciclo combinado de 540 MW que tendrá lacapacidad de funcionar tanto con Gas Naturalcomo con Gasoil. El costo de inversión es1100 USD/kW – instalado. Suponiendo unavida útil de 20 años, un costo fijo de O&M de2.5 USD/MWh y una tasa de actualización de10% el pago por disponibilidad que permite cu-brir los costos fijos, calculado sobre el 85% delas horas del año es de 18.2 USD/MWh (estoes 18.2 dólares por MW y por hora disponible).El rendimiento de este ciclo combinado se esti-ma en 52% (dadas las temperaturas de Uru-guay) tanto para su funcionamiento con gasoilcomo con gas natural. El costo variable no-combustible se estima en 8 USD/MWh.

Al costo de inversión se adicionan4.77 USD/MWh para representar el marginalde expansión del sistema de transmisión nece-sario para conectar la central resultando en unpago por disponibilidad total de 18.2 + 4.77 =22.97 USD/MWh.

Turbina de Aeroderivadas de alta eficiencia.

En el 2007 se instalaron en Uruguay300 MW de turbinas de alta eficiencia en lacentral Punta del Tigre por lo cual se tiene ex-periencia de sus costos de operación y mante-nimiento. También recientemente se realizaronconsultas de precios para arrendamiento conopción a compra de turbinas aeroderivadasque terminaron con la instalación de 300 MWde turbinas de 25 MW en modalidad de arren-damiento. Estas turbinas se retirarán del siste-ma en la medida en que entre en operación elciclo combinado actualmente en construcción.De los costos de las centrales en funciona-miento y de las consultas de precios realizadasse puede estimar para la instalación de nuevasturbinas aeroderivadas un costo de inversiónde entre 450 y 550 USD/kW-instalado para tur-binas de 120 MW con 38% de rendimiento. Elcosto variable no combustible se estima en10 USD/MWh y los costos fijos de O&M en2.5 USD/MWh.

Suponiendo que los costos fijos deben serrecuperados sobre un pago por disponibilidadcalculado sobre el 85% de las horas del año laremuneración por disponibilidad sería:9.7 USD/MWh (esto es nueve con siete dóla-res por MW y por hora disponible).

Al costo de inversión se adicionan4.77 USD/MWh para representar el marginalde expansión del sistema de transmisión nece-sario para conectar la central resultando en unpago por disponibilidad total de 9.7 + 4.77 =14.47 USD/MWh

Evolución de precios.

En general, respecto a la evolución de pre-cios de las tecnologías, se puede especularque en la medida en que las economías másfuertes del mundo están en proceso de recu-peración de una década de crisis, los preciospuedan subir en el mediano plazo por encare-cimiento de los créditos y por restricciones enla producción de equipamiento. Pero estaeventual suba en los precios afectará a todaslas tecnologías por lo cual se estima que deocurrir, no tendrá consecuencias importantessobre los resultados en cuanto a la proporción

a incorporar de cada tecnología aunque sí po-drá tener sobre el costo final de la energía.

3.c)Gasoil, Fueloil y Gas Natural.En cuanto a la dependencia de los combus-

tibles fósiles la principal observación es quepor el momento Uruguay depende de las im-portaciones de Petróleo para producción degasoil en la refinería de ANCAP y de importa-ciones directas de gasoil y fuel-oil para elabastecimiento de las centrales de generacióneléctrica.

La logística disponible para la alimentaciónde las centrales de generación es suficientepara la producción en forma permanente deaproximadamente 500 MW de generación conturbinas de gasoil y de 300 MW de centrales afuel-oil.

Respecto del Gas Natural, se puede cons-tatar la creación de un mercado ágil similar aldel petróleo gracias a la introducción de GNL(Gas Natural Licuado) que permite el trasportey almacenamiento del gas. El GNL es el GasNatural licuado por enfriamiento y en este pro-ceso experimenta una reducción de volumende aproximadamente 610 veces. Es constata-ble a nivel mundial un consumo creciente deGNL. Especialmente con el movimiento deChina e India a disminuir la expansión con car-bón y sustituirla en parte por consumo deGNL. También Japón ha aumentado sustan-cialmente el consumo de GNL a partir del acci-dente en Fukushima del 11 de marzo de 2011que ha llevado a ese país a detener muchasde sus centrales nucleares y a revisar su plande expansión en base a las mismas.

Sobre la evolución de los precios de loscombustibles fósiles hay alta incertidumbre. LaFig.4 muestra la proyección según la EIA(2014 Early Release Overview, EIA USA) delbarril de petróleo Brent. Las compras de Uru-guay tanto de gasoil como fueloil están directa-mente indexadas al barril de Brent por lo cualla figura es indicativa de la variabilidad de cos-tos de generación con las centrales térmicas.

El mercado de GNL está avanzando rápida-mente hacia un mercado fluido al igual que loes el mercado del petróleo. En la actualidad sepuede dividir ese mercado en tres grandes re-giones: El mercado del Pacífico (o asiático) elMercado de Europa y el Atlántico yEstados Unidos. Frente a la voraci-dad de GNL de China, India y Ja-pón, el mercado asiático tiene pre-cios sensiblemente superiores alresto. Estos precios son del ordende 20 USD/MMBTU y el índice deprecios más utilizado es el JCC (Ja-pan Custom-cleared Crude tambiénconocido como Janpanese CrudeCocktail). En los contratos de largoplazo se utilizan variantes de la in-dexación fijando piso y techo paraapartamientos extremos. En el mer-cado asiático hay un mercado spotincipiente JKM (Japan Korea Ma-rker) al que podrían converger en elfuturo los precios de los contratosde la región.

En la región Europea el precioronda los 10 USD/MMBTU y está determinadopor valor del mercado londinense NBP (UK-National Balancing Point). En Estados Unidosde América (USA) el precio es del orden de4 USD/MMBTU y está dado por el valor delmercado conocido como HH (Henry Hub). Laevolución de estos precios se muestra en laFig.5.

Como se puede apreciar en laFig.5 a partir del 2008 se experimen-ta una divergencia entre los preciosde las tres grandes regiones. Lascausas de esta divergencia son: el“boom” del Shale Gas en USA, la cri-sis financiera Europea y la apariciónde Japón como gran consumidorluego de la crisis de Fukushima en2011.

Además del suministro de GasNatural a partir de la planta regasifi-cadora, Uruguay está conectado porun gasoducto con Argentina lo quepodría ser otra fuente de ingreso deGas Natural al país si la Argentina vuelve a serexcedentaria en la producción de ese energéti-co. Adicionalmente, las tareas de prospeccióndel subsuelo promovidas por ANCAP podríanllevar en el horizonte de estudio a que Uruguaydispusiese de sus propios yacimientos de GasNatural.

En al actualidad se encuentran en plena ne-gociación UTE y ANCAP con los potencialesproveedores de GNL para la planta regasifica-dora en proceso de construcción. Este sumi-

nistro de GNL sustituirá en la mayor parte deltiempo el consumo de fueloil y gasoil por loque la determinación de su precio y de las fór-mulas de indexación son importantes para elperíodo de estudio.

Si se toma como referencia las compras deGNL que han realizado Argentina y Brasil enlos últimos dos años se tiene un rango de pre-

cios muy amplios que van de 12 a22 USD/MMBTU en compras Spot. Para el su-ministro de GNL para la planta regasificadorase está buscando un contrato de largo plazopor lo que es de esperar que se obtengan pre-cios más cercanos a los 12 USD/MMBTU, acosta de agregar inflexibilidades como com-

Fig. 4: Proyección del precio del Petróleo Brent (USD/bbl 2012)- (EIAEO2014 Early Release Overview)

Fig. 5: Evolución del precio promedio mensual del Gas Natural por re-gión. (fuente EIA+Thomson/Reuters)

promisos del tipo Take Or Pay que implican uncosto adicional.

A los efectos de las simulaciones se supon-drá que el gas está disponible en Uruguay apartir de mediados de 2015 a un precio para lageneración eléctrica de 15 USD/MWh inclu-yendo costos de logística y regasificación. Estevalor se supondrá indexado 100% con la pro-yección del barril de petroleo Brent.

El barril de petróleo Brent se modelá comoun proceso estocástico que imprime la variabi-lidad histórica del precio con la proyección delescenario de “Referencia” de la Fig.4.

3.d) Integración regional.

Uruguay – Argentina.

Uruguay se encuentra interconectado por elsistema de 500 kV con Argentina con una ca-pacidad de interconexión de 2000 MW com-partiendo entre ambos países la central hidroe-léctrica bi-nacional Salto Grande. Por compar-tir dicha central ambos países tienen larga his-toria de intercambios energéticos tantos deocasión como de contratos de respaldo. En laactualidad, dadas las inestabilidades económi-cas recientes, no hay operativos contratos derespaldo entre los países pero sí un acuerdooperativo por el cual las centrales térmicas queno están despachadas para un mercado sonpuestas a disposición para el otro mercado asu costo variable de generación más un mar-gen exportador (que ha variado entre 30 y90 USD/MWh según la situación de los paí-ses). Asimismo, en los que se refiere a los ex-cedentes hidráulicos turbinables de la hidroe-léctrica Salto Grande, por el “Acuerdo de Inter-conexión” entre ambos países dichos exceden-tes son vendidos a la mitad del precio spot delpaís importador. Argentina difícilmente tengaexcedentes hidráulicos turbinables en el perío-do considerado. Uruguay en la actualidad, de-pendiendo de la hidraulicidad puede tener si-tuaciones de vertimientos turbinables que iránsiendo cada vez menores en la medida que elsistema hidráulico no crecerá (por estar ya de-sarrollados todos los emplazamientos relevan-tes). A los efectos del modelado para la planifi-cación de inversiones se supondrá que Argen-tina ofrece hasta 300 MW de centrales térmi-cas con un costo variable medio de350 USD/MWh (incluyendo el margen exporta-dor) y que dicho costo variable está indexado100% con el barril de petróleo. Para represen-

tar que dicha potencia está disponible en for-ma aleatoria y permanece indisponible por pe-ríodos del orden del par de meses, se modela-rá con un factor de disponibilidad fortuito de0.5 y con un tiempo esperado de reparación(una vez que está indisponible) de 60 días.

En cuanto a la exportación de energía, sesupondrá que Argentina compra hasta300 MW de excedentes a un precio de15 USD/MWh (estimación de la mitad de suprecio spot calculado con disponibilidad de gasnatural para todo su parque térmico generadory con el gas a 2 USD/MMBTU usado como re-ferencia para la determinación de ese precioen Argentina).

Uruguay - Brasil

El sistema eléctrico de Uruguay es en50 Hz mientras que el de Brasil es en 60 Hz.Esta diferencia de frecuencias lleva a la nece-sidad de instalar Convertidoras de Frecuenciaspara interconectar los países. En la actualidad,se encuentra operativa desde el año 2001 laconversora de 70 MW que une los sistemas enlas ciudades de Rivera en 150 kV y Livramentoen 230 kV de Uruguay y Brasil respectivamen-te. Adicionalmente, se encuentra construída yestá en proceso de puesta en operación unaconvertidora de 500 MW que interconectarálas redes de 500 kV de Uruguay en la zona deMelo con las redes de 230 kV de la región surde Brasil en la zona de Presidente Medici.

Si bien en los primeros años, el sistema de230 kV de la región sur de Brasil limita los in-tercambios al orden de los 300 MW, se está enproceso de licitación de las obras de transmi-sión necesarias para levantar dichas restriccio-nes y para el horizonte del presente estudio(2020-2040) se puede suponer que entre Uru-guay y Brasil habrá 570 MW de capacidad deinterconexión.

Los mecanismos por los que se ha inter-cambiado energía con Brasil hasta el momentopor la conversora de 70 MW no han sido fluí-dos, pero cada vez que los sistemas se hanencontrado en dificultades se han activados in-tercambios previa acción a nivel ministerial. Enla actualidad se está en negociaciones (a nivelministerial) para llegar a un Acuerdo de Inte-gración que permita un mejor uso de las capa-cidades de ambos sistemas.

A los efectos de la planificación del sistemade generación de Uruguay se prefiere adoptarla hipótesis de “mercado cerrado” en el sentidode restringir los intercambios para que no sedejen de hacer inversiones en Uruguay con-fiando en importaciones abundantes de Brasily tampoco que se sobre invierta en Uruguayconfiando en la posibilidad de vender energíaa Brasil. La razón de esta hipótesis es que setrata de una integración en vías de desarrollo.En el futuro, si las reglas de in-tercambio son claras y la integra-ción energética se considera su-ficientemente madura, los paísespodrían bajar el nivel de auto-respaldo confiando en el mejoruso de los recursos integrados.

Los precios en el submercadode la región sur de Brasil estáncorrelacionados con los preciosde Uruguay dado que ambas re-giones están vinculadas por lahidraulicidad de sus centrales hi-droeléctricas. El estudio [7]muestra una estimación de losbeneficios de integración ymuestra una forma de modeladode los intercambios. El mismomodelado de la referencia es elutilizado en este estudio.

A los efectos de la planifica-ción de inversiones se supondráque los mercados están separados por unmargen exportador de 300 USD/MWh. Luegode obtenido el plan óptimo se realiza una simu-lación con un margen exportador de60 USD/MWh a los efectos de mostrar comocambiarían los despachos de las diferentesfuentes en ese escenario.

3.e)Sobre las variaciones de las energías Eólica y Solar integradasen gran escala.

En el inicio del cambio de la matriz energéti-ca del Uruguay y para las decisiones de incor-poración de grandes cantidades de energíaeólica se realizaron análisis caracterizando lavariabilidad de la energía eólica y la necesida-des que implica para el sistema el filtrado dedicha variabilidad (Ver [8], [9]).

Como resumen relevante al nivel de lasconsideraciones del presente trabajo se resca-ta que si no se tienen en cuenta las eventualesrestricciones de la red de transporte, la variabi-lidad de las renovables se ve rápidamente fil-

trada por la distribución geográfica de las plan-tas generadoras. Esto lleva a que las variacio-nes que son relevantes son las que sucedenen el orden de horas y no las variaciones másrápidas.

En cuanto a la consideración de las restric-ciones de red, se desarrolló un módulo de flujode cargas que se integró al simulador energéti-co (ver [10]). Ese módulo fue utilizado en estu-

dios realizados en 2012 y 2013 para la deter-minación de los posibles nodos de conexiónde los primeros 200 MW de origen fotovoltaicomodelando conjuntamente dichos parques conlos ya decididos 1200 MW de energía eólicaen el sistema. Para el largo plazo, foco del pre-sente trabajo, el sistema de transporte de Uru-guay estará mejorado notablemente por estaren curso la construcción de una línea de500 kV entre Melo y Tacuarembó y está plani-ficado la construcción de otra línea de Tacua-rembó a Salto Grande cerrando así un anillode 500 kV. Este anillo de 500 kV facilitará laconexión de nuevos proyectos de generacióndistribuida permitiendo acceder a un sistemade transporte fuerte prácticamente en cual-quier parte del país. El mapa de la Fig.6 mues-tra cómo quedará el sistema de transporte fu-turo.

Dada esta planificación del sistema detransporte que facilitará la integración de la ge-neración distribuida, a los efectos de este tra-bajo no se consideraron restricciones en el sis-tema de transporte. Los valores consideradospara la energía eólica y solar tienen en consi-

Fig. 6: Futuro anillo de 500 kV.

Melo

Tacuarembó

Salto Grande

deración costos de conexión al futuro sistemade transporte.

En base a costos de referencia de0.3 MUSD/km de línea de 500 kV con capaci-

dad de transporte de 1000 MW, 0.2 MUSD/kmde línea de 150 kV con capacidad de transpor-te de 250 MW y costo de por estación de500 kV con transformación a 150 kV de10 MUSD se realizó una estimación del costode expansión de la red para las diferentes tec-nologías. Para realizar la estimación se distri-buyeron 5000 MW de capacidad instalada y seconsideró que la demanda crece con la mismadistribución geográfica actual (50% en Monte-video y alrededores) requiriendo para la eva-cuación de los 5000 MW distribuidos de1500 km de líneas de 500 kV y 1500 km de lí-neas de 150 kV resultando los siguientes cos-tos de expansión según la tecnología:

9 USD/MWh generado para energía Eólica.

14 USD/MWh generado para energía Solar.

4.8 USD/MWh puesto a disposición para lasTurbinas Aeroderivativas y Ciclos Combina-dos.

Estas estimaciones corresponden a supo-ner que del total instalaciones necesarias, el50% es atribuible al propio crecimiento de lademanda y que sería necesario sea cuál sea

la fuente de generación y sobre el 50% restan-te, que las instalaciones eólicas y nuevas plan-tas de generación térmica participan de los1500 km de 500 kV y de los 1500 km de150 kV. En el caso de los parques fotovoltai-cos se supone que participan del sistema de500 kV pero que solo participan de 200 km delos 1500 km del sistema de 150 kV por sermás sencillo seleccionar la ubicación de losemprendimientos.

Durante este año se están instalando enforma acelerada varios de los emprendimien-tos que resultaron adjudicados en las diferen-tes licitaciones realizadas por la empresa UTEen el marco de los decretos promocionales dela DNE. A la fecha hay aproximadamente350 MW de eólica ya instalados (día a día se

van incorporando nuevos molinos). Esto per-mite ya verificar que efectivamente las varia-ciones más rápidas que la hora no son signifi-

Fig. 8: Generación por fuente Uruguay 6 de Agosto de 2014.

Hidráulica (Salto Grande)

Hidráulica (Río Negro)Eólica Biomasa Térmica

(Motogeneradores)

Fig. 7: 36 horas de generación real de 350MW eólicos distibuídos en Uruguay.

cativas a los efectos de la operación del siste-ma.

La Fig.7 (fuente: Situación Energética7/8/2014, informe diario emitido por UTE).per-mite apreciar, en forma gráfica, la variabilidadhoraria del conjunto. También, teniendo encuenta que en base a las dimensiones del te-rritorio del Uruguay y a la ubicación de los par-ques, es posible predecir con horas de antici-pación cuales serán las variaciones en los dife-rentes parques eólicos. Esto permite tomar ac-ciones de control al operador del sistema comodecidir el encendido/apagado de diferentesmáquinas del parque térmico si la reserva hi-dráulica no fuera suficiente para absorber lavariación.

La penetración en gran escala en Uruguaytendrá como principal consecuencia, desde elpunto de vista de la operación, una modifica-ción en la “demanda neta” a cubrir. La Fig. 8(fuente: Situación Energética 7/8/2014, informediario emitido por UTE) muestra como se cu-brió la demanda del día 6 de Agosto de 2014.

El color naranja claro de más abajo corres-ponde a la generación del conjunto de parqueseólicos. Si se resta de la Demanda del sistema(suma de todas las áreas en la figura) la gene-ración eólica, se tiene la demanda neta. En el

caso de la figura, coincide que la generación

eólica fue mayor en el Valle (mínimo de la De-manda en las horas de la madrugada) que enel Pico (horas de máximo de la Demanda entrelas 19 y las 21h) y por lo tanto la DemandaNeta tiene un aspecto similar a la Demandadel sistema. Pero esta coincidencia puede nodarse y en el futuro con más renovables en elsistema se verificará que la Demanda Neta(que es la que hay que cubrir con la genera-ción hidráulica y térmica) podrá tener picos yvalles en diferentes horas del día requiriendouna operación con más “movimiento” que latradicional, pero no un “stress” de control comopodría ser el requerido para filtrar variacionesintra-horarias grandes.

La Fig.9 muestra el promedio horario de lapotencia generada por el conjunto de granjaseólicas de Uruguay desde abril a octubre de2014. Se nota el crecimiento de la generacióndebido principalmente a que se están incorpo-rando día a día nuevos parques. En la mismacurva se muestra el desvío diezminutal calcu-lado como la potencia instantánea menos elpromedio horario centrado en dicha muestra.Se puede apreciar que el desvío es inferior alos +/- 25 MW con probabilidad alta y que nocrece en igual proporción que la generación locual es coherente con que al incorporarse nue-vos parques se aumenta el filtrado por el efec-

to de distribución geográfica de la generación.

Fig. 9: Producción eólica promedio horario y desvío diezminutal. Uruguay. Abril-Agosto 2014.

3.f) Moneda, tasa de actualizacióny consideraciones generales.

Todos los valores de este informe están endólares estadounidenses de Junio de 2014 sal-vo se indique expresamente otra cosa.

En todos los casos en que interviene unaactualización se utiliza 10% sobre los flujos endólares de Junio de 2014.

Como proyección de la inflación de dólarcuando corresponda se utiliza un 2% acumula-tivo anual.

Todas las comparaciones son sobre flujosde moneda en dólares y en ningún caso inclu-yen ni impuestos ni esquemas de financia-miento ni amortización de préstamos ni pagode intereses. En otras palabras, se trabaja so-bre la hipótesis de que los proyectos son com-parables por el valor que crean a las econo-mías sin considerar el esquema de financia-miento y/o impositivo al que puedan estar suje-tos dado que se entiende que estos esquemassolo pueden causar diferencias circunstancia-les no sostenibles en el largo plazo.

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[2] Marisa León, Nicolás Castromán, Daniel Larrosa, Gonzalo Casaravilla, Ruben Chaer, Plani-ficación de las inversiones de generación eléctrica con control de la volatilidad de los costosanuales de abastecimiento., Apr.2011, Encuentro Latinoamericano de Economía de la Energía,3ero. ELAEE 2011. Buenos Aires, Argentina.,http://iie.fing.edu.uy/publicaciones/2011/LCLCC11/LCLCC11.pdf

[3] Gonzalo Casaravilla, Ruben Chaer, Pablo Alfaro, SimSEE : Simulador de Sistemas de Ener-gía Eléctrica, 2008, Proyecto PDT 47/12.vTechnical Report 7, Universidad de la República(Uruguay). Facultad de Ingeniería. Instituto de Ingeniería Eléctrica, http://iie.fing.edu.uy/publica-ciones/2008/CCA08a/CCA08a.pdf

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[5] Ruben Chaer, Gonzalo Casaravilla, Optimización genética aplicada a la planificación de in-versiones de generación eléctrica, 2010, Encuentro de Potencia, Instrumentación y Medidas,EPIM 10. Montevideo, Uruguay, http://iie.fing.edu.uy/publicaciones/2010/CC10/CC10.pdf

[6] Eliana Cornalino, Ruben Chaer, Gonzalo Casaravilla, Planificación de las inversiones de ge-neración en Uruguay. Costo, Riesgo y Soberanía, 2013, Proceedings of the 4th ELAEE, April 8-9, 2013 - Montevideo - Uruguay,http://iie.fing.edu.uy/publicaciones/2013/CCC13/ELAEE2013p381_CORNALINO_CASARAVI-LLA_CHAER_PlanifSoberania.pdf

[7] Hermes Chipp, Marcelo Prais, Alberto Sergio Kligerman, Maria Helena Teles de Azevedo,Luiz Augusto Lattari Barretto, Gonzalo Casaravilla, Ruben Chaer, Jorge Cabrera, Ana Casulo,Estabelecimento das condições para determinação dos benefícios da integração elétrica entreo Brasil e o Uruguai, 2012, Simpósio de Especialistas en Planejamento da Operaçâo e Expan-sâo Elétrica, XII SEPOPE. Rio de Janeiro, RJ, Brasil, page SP094, http://iie.fing.edu.uy/publica-ciones/2012/CPKABCCCC12/CPKABCCCC12.pdf

[8] Eliana Cornalino, Daniel Larrosa, Ruben Chaer., Requerimiento de reserva rotante de losprimeros 600 MW eólicos a integrar al Sistema Eléctrico del Uruguay, 2011, Revista de la Aso-ciación de Ingenieros del Uruguay, Number 63, page 8--10,

[9] Cornalino E., Coppes, E., Chaer R., Modeling and simulation of the electricity generationsystem of Uruguay in 2015 with high penetration of wind power, 2012, Transmission and Distri-bution: Latin America Conference and Exposition (T&D-LA), 2012 Sixth IEEE/PES. Digital Ob-ject Identifier: 10.1109/TDC-LA.2012.6319143, http://ieeexplore.ieee.org/stamp/stamp.jsp?tp=&arnumber=6319143

[10] Ruben Chaer, Enzo Coppes, M. Forets, A. Rondoni, R. Escuder, Implementación de módu-lo de flujo de cargas a la plataforma SimSEE y su aplicación al análisis de restricciones de ope-ración del sistema uruguayo con alta penetración de energía eólica, 2013 - Montevideo - Uru-guay, Proceedings of the 4th ELAEE, April 8-9,