XLI Reunión de Trabajo ASADES FORJA Centro de Eventos ... · AEA 90364 –Parte 7 –Sección 712...
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XLI Reunión de Trabajo ASADES FORJA Centro de Eventos, Córdoba, 6 y 7 de noviembre de 2018
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XLI Reunión de Trabajo ASADESFORJA Centro de Eventos, Córdoba, 6 y 7 de noviembre de 2018
.02
.03Fuente: Renewables 2018, Global Status Report, REN21.
.04
• Récord de incremento anual de potenciacon ER: 178 GW
• Renovables en 2017 70% de la nuevapotencia global instalada
• Solar FV 55% de la nueva potenciarenovable (47% en 2016)
• Eólica 29%
Fuente: Renewables 2017, Global Status Report, REN21.
.05
FV aportó ≈ 38 % de la nueva potencia en 2017,
más que fósiles y nuclear juntas (30 %).
Fuente: Renewables 2017, Global Status Report, REN21.
.06
.07
2007 2015 % de electr.
Costa Rica 0,26 GW 0,5 GW 99%
Uruguay 0,18 GW 1,2 GW 94,5%
Brasil 4,34 GW 24,6 GW 73,5%
Guatemala 0,36 GW 1,1GW 68,4%
Chile 0,06 GW 2,3 GW 41,6%
Méjico 1,57 GW 5,0 GW 15,3%
Se estima que la energía eólica abastecerá el 37%
de la demanda eléctrica de Uruguay en 2018
.08
Fuente: https://medium.com/thebeammagazine/100-renewable-electricity-worldwide-is-a-new-cost-effective-reality-595e33d42547
.09
Fuente: https://www.weforum.org/agenda/2017/09/countries-100-renewable-energy-by-2050/
.010
.011
• Edificación energéticamente eficiente
• Uso racional de la energía
• Generación local de energía mediante fuentes renovables
– Energía Térmica
– Energía Eléctrica
Integración arquitectónica
.012
Generación cercana al consumo
• Fuente de potencia eléctrica conectada en BT o MT
– A la red de distribución
– Del lado del consumidor
• Rango de potencias: desde kW a MW
Fuente: “Distributed Generation: A Definition”, T. Ackermann et
al., Electric Power Systems Research 57, 194 (2001)
.013
• Diferentes ER (biocombustibles, eólica, FV) con dependencias temporales distintas
• Se complementa con tecnologías facilitadoras de optimización del uso final y manejo de demanda: redes inteligentes y almacenamiento
• Mejora la eficiencia, reduciendo pérdidas
• Contribuye a regular tensión (extremos de línea)
• Genera puestos de trabajo
• Involucra al usuario con el tema energético
.014Global Market Outlook for PV 2014-2018 – European PV Industry Association (EPIA), 2014
.015
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
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]
Año
Autónoma Distribuida Centralizada
Fuente:“Renewables 2017 - Global Status Report”, REN21.
http://www.ren21.net/status-of-renewables/global-status-report/
.016
• Microgeneración: P ≤ 75 kW
• Minigeneración: 75 kW < P ≤ 5 MW
• GD a julio 2018 400 MW, principalmente en sistemas comerciales y residenciales
.017
.018
• Si cristalino: c-Si, mc-Si, c-Si
PERC (Passivated Emitter and Rear Cell), Bifaciales,…
• GaAs, GaInAs, GaInP cristalinos
• Película Delgada (“Thin Films”)
- CdTe
- Cu(In,Ga)Se2
- a-Si:H
• Fotovoltaico con concentración (dispositivos multijuntura, GaAs)
.019Fuente: “Photovoltaics Report”, Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems (ISE), 2017.
https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/Photovoltaics-Report.pdf
1980
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Año
Película delgada Si policristalino Si monocristalino
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Mercado FV 2017
99 GW (+29%)Fuente: Solar Power Europe
Potencia FV Global
instalada a fin de 2017
400 GW
.021
NUEVA POTENCIA INSTALADA POTENCIA TOTAL INSTALADA
.022
– Integrados a edificios (“PV in buildings”)
– Centrales en piso
Armstrong, Santa Fe, Argentina – 200 kWEl Chañar, Neuquén, Argentina – 2,8 kW
.023
.024
Otras Renovables: hidroeléctricas (< 50 MW) 1,24%,
eólica 0,45%, biomasa + biogas 0,225% y FV 0,012%.
Fuente: CAMMESA y “Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista
de la República Argentina” Año 17 N° 204 (CNEA).
64,8%
29,0%
2,0% 4,2%
Fósil
Hidráulica
Otras Renovables
Nuclear
.025
.026
Ullum – San Juan I – 1,2 MW 1,8 MW
Cañada Honda – San Juan – 5 MW
Terrazas del Portezuelo – San Luis – 1 MW
Chimbera – San Juan – 2 MW
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16/10/2017 17/10/2017 18/10/2017 19/10/2017 20/10/2017 21/10/2017 22/10/2017 PROMEDIO
Fuente: Jorge Siryi, CAMMESA, RENPOWER Argentina 2018
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FLEX
IBIL
IDA
DHIDRO
MOTORES / TG
CC
TV
NUCLEARES / COGENERACIÓN
Fuente: Jorge Siryi, CAMMESA, RENPOWER Argentina 2018
.029
• Obligatoriedad de los grandes consumidores (> 300 kW)
• Resto de la demanda es responsabilidad de CAMMESA RENOVAR
Participación de las
EERR a 2016 2% Las EERR definidas en las leyes
26.190 y 27.191 excluyen las
grandes centrales hidroeléctricas
.030
Fuente: https://www.minem.gob.ar/www/833/25897/proyectos-adjudicados-del-programa-renovar
Referencias a marzo 2018
• Potencia total instalada = 37.186 MW
• Costo medio de generación = 1.467 $/MWh (72,5 U$S/MWh)
• Precios de referencia (< 300 kW) = 978 a 1080 $/MWh
.031
Tecnología Cantidad de proyectos
Potencia (MW)
Eólica 63 3.738
Biomasa 59 281
PAH 14 32
Solar 61 1.890
TOTAL 197 5.941
.032
• Operativos: 16 proyectos por 348 MW
• Operativos hasta fin de 2018: 31 proyectos por 889 MW
• En construcción: 70 proyectos por 2.719 MW
.033
Térmico
Nuclear
Hidroeléctrico
Renovable
Incorporación
Capacidad2017
65%
4%
29%
+ 2,500 MW
1,580 MW
+ 650 MW *
+ 10,000 MW
6%
26%
48%
Fuente: Jorge Siryi, CAMMESA, RENPOWER Argentina 2018
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SOLAR EÓLICO NUC TER HID Día Hábil Verano 2026
HIDRÁULICO AL MÍNIMODURANTE ESTAS HORAS NO
HABRIA FORMA DE DISMINUIR EL
DESPACHO TERMICO
POSIBLES SOLUCIONES:
• BOMBEO
• EXPORTACIÓN
• MANEJO INTELIGENTE
(AUMENTO EN ESTE CASO) DE
LA DEMANDA (Ej carga de autos
eléctricos)
Despacho futuro de día Domingo 2026 (+ 10.000 MV de FR)Fuente: J. Bragulat, CAMMESA (2016)
.035
.036
‒ Población urbana > 90%
‒ Consumo eléctrico concentrado en áreas urbanas
AMBA: 37,9% de la DE en 2017 (Población 30% y Superficie 0,5% del país)
‒ Disponibilidad del recurso solar en áreas urbanas
Radiación solar sobre plano inclinado
óptimo, Grossi Gallegos y Righini (2012).
.037
CNEA + UNSAM + 5 Empresas Privadas
2012 – 2016
Consorcio IRESUD
Acuerdos de colaboración con ≈ 30 instituciones
Impulsar la introducción en el país la generación FV distribuida conectada a la red eléctrica en áreas urbanas y periurbanas
.038
Consorcio IRESUD RI
2016 – 2019
UNSAM & CNEA + EPEN + ALDAR
Experiencia Piloto de GD y RI
≈ 200 kW FV bajo SET de 500 kVA
.039
.040
• 250 a 400 Wp
• 60 o 72 celdas solares en serie
• 3 diodos de paso de protección– Reducen pérdidas por sombras
– Limitan V y T sobre celdas en sombra
.041
• Fuente de corriente AC controlada
por la radiación solar
• 98% eficiencia
• Seguimiento del PMP (“MPPT tracking”)
• Protección contra funcionamiento
en isla
• Calidad de energía apta para la red
de distribución
.042
AEA 90364 – Parte 7 – Sección 712 Sistemas de suministro de energía mediante paneles solares FV
.043
• Inyecta energía eléctrica a la red sólo en presencia de radiación solar
• En general, no cuenta con baterías
• Se desconecta automáticamente ante corte del suministro eléctrico
.044
• Sistemas híbridos con acumulación (baterías de Li)
• Energía despachable
• Autoconsumo
• Puede funcionar en isla ante corte del suministro eléctrico
Microrredes híbridas para sistemas aislados
.045
.046
• Los sistemas de acumulación de energía son yacompetitivos en el sector comercial en algunosmercados.
• Los costos de los packs de baterías Li han caídopor debajo de 230 U$S/kWh ( 500 U$S/kWh con sistema de control), frente a 1000 U$S/kWh en 2010.
• El uso de acumulación está creciendofuertemente en Europa, Asia y los EEUU.
.047
• 55 instalaciones
• CABA y 16 provincias
• Conectados a la red interna o a la red pública
www.iresud.com.ar
www.facebook.com/iresud
.048
Pot. Campo FV (kWp)
Superficie Paneles (m2)
Pot. Inversor (kW)
Energía Anual Generada (Buenos Aires)
1,9 (8 paneles) 14 1,5 2.400 kWh/año
2,9 (12 paneles) 21 2,8 3.900 kWh/año
4,8 (20 paneles) 35 4,6 6.500 kWh/año
Consumo residencial medio per cápita Año 2017 100 kWh/mes
Vivienda unifamiliar: 400 kWh/mes
4.800 kWh/año
.049
Pérgola FV (5 kW)
.050
.051
Lucernario
.052
• Promover la instalación de sistemas FV conectados a red en– Viviendas sociales
• Contribuye a crear conciencia social EERR y MA• No beneficia significativamente al usuario
– Edificios Públicos (incluso en entornos patrimoniales)
– Lugares públicos de alta circulación• Estaciones ferroviarias• Terminales o paradas de transportes públicos
.053
.054
.055
.056
• Sombras totales o parciales sobre módulos FV, problema agravado en áreas urbanas altamente pobladas
– Edificaciones de diferentes alturas
– Árboles
– Postes de luz,…
.057
Solar Cities Congress – Buenos Aires 2014
“Arquitectura de sistemas para generación FV
en el ambiente urbano”, J. Bragagnolo et al.
.058
Solar Cities Congress – Buenos Aires 2014
“Arquitectura de sistemas para generación FV
en el ambiente urbano”, J. Bragagnolo et al.
.059
.060
14 de Mayo, aprox. 10 hs
.061
≈ 40% pérdida en potencia con una sombra ≈ 3% de la superficie del módulo
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)Tensión (V)
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(kW
)
Hora del día
Medición Estimación en base a sistema 1,5 kW Extrapolación (coseno)
Pérdida 13 %
.063
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Lateral Este
Central Lateral Oeste
Energía Iny. [kWh]
1457 2307 1503
Prod. Específica[kWh/kWp]
1033 (-26%)
1402 1066 (-24%)
Genera a latarde
Genera a lamañana
.065
.066
• Generación y Transporte: subsidiados por el Estado Nacional Igual precio (MEM) para todas las provincias
• Distribución Variable según lo que establezca cada Autoridad Provincial
Grandes diferencias tarifarias en el país asociadas al Valor Agregado de Distribución
.067
Costo medio de capital y operación de una red de distribución
• VAD en el cargo fijo y/o en el variable
– Tarifa T1 (EDENOR): en cargo fijo + variable
– Tarifas T2 (EDENOR): VAD en cargo fijo
.068
.069
.070
• Tarifa diferencial (Feed-In Tariff)
• Medición neta (Net-Metering)
• Facturación neta (Net-Billing)
Fuente: EDENOR (2015)
.071
– AEA – IRAM
– Santa Fe: Res. EPE 442/10/2013
– Buenos Aires: Res. 453/2013 – PROINGED
– Salta: Ley 7824/14 – Res. 1315/14
– Mendoza: Ley 7549/2006 – Res. EPRE 019/2015
– San Luis: Ley IX-0921-2014
– Neuquén: Ley 9412/2016
– Misiones: Ley XVI-N°118
– Tucumán: P.L. 93/2016
– Río Negro: Res. EPE /2017
– …
.072
Santa Fe: Res. EPE 442/10/2013, GD con FR
(Balance Neto, potencia límite 300 kW) + Programa
Prosumidores (inicialmente, 5,50 $/kWh por 8 años,
potencia límite 1,5 kW)
Salta: Ley 7824/14 – Res. 1315/14 (Balance Neto,
Tarifa Diferencial 2 años, potencia límite 100 kW)
Mendoza: Ley 7549/2006, Energías Eólica y Solar –
Res. EPRE 019/2015 (Balance Neto, límite 300 kW)
.073
• Usuarios de la red de distribución
• Libre acceso del usuario al servicio de transporte y distribución de electricidad
• Autoconsumo y eventual inyección de excedentes
• Potencia máxima = potencia contratada (contempla excepciones)
• Obligatoriedad en edificios públicos nacionales nuevos y estudios para el agregado en existentes
.074
• Modelo de Facturación Neta
• Tarifa de inyección = precio mayorista que paga el Distribuidor al MEM
• Excedente genera crédito
• Reglamentación establecerá mecanismos para cesión o transferencia de créditos
.075
• Fondos del Presupuesto Nacional, no inferior al 50% del ahorro en fósiles debido a la GDER
• Producido de operaciones, rentas, subsidios,…
• Organismos multilaterales de crédito
• Ingresos por emisión de valores fiduciarios
1er. Año: $ 500.000.000 (al momento de sanción de la ley, ≈ 25 MU$S)
.076
• Diferenciados por costo de la energía generada, tecnología, potencia, condiciones regionales, etc.
• Bonificación sobre costo de capital
• Precio adicional de incentivo a la energía
• Crédito fiscal
.077
• Crea el Régimen de Fomento para la Fabricación Nacional de Sistemas, Equipos e Insumos “FANSIGED”. Vigencia de 10 años.
– I&D de nuevos prototipos o mejoras
– Actividades de certificación (ensayos)
• Beneficios: crédito fiscal, amortización acelerada del impuesto a las ganancias, devolución acelerada del IVA, financiamiento a la inversión.
Beneficios diferenciales para adquisición de equipamiento de fabricación nacional
.078
• Es esencialmente una ley de autoconsumo No contempla al GD, no usuario.
• No prevé explícitamente la asociación entre usuarios-generadores, aunque podría salvarse en la reglamentación si se habilita la cesión de créditos.
.079
• Objetivo: 1000 MW a 12 años (escaso?) – CADER propuso 5000 MW al 2030 en este segmento
• Beneficios promocionales disponibles para usuarios-generadores de jurisdicciones que adhieran íntegramente al régimen de la ley y sus reglamentaciones.
• Medidor bidireccional (único?)
– Incompatible con pago de tarifa diferencial?
– Puede interferir con la adhesión de provincias
.080
PROGRAMA PROVINCIAL DE INCENTIVOS A LA GENERACIÓN DE ENERGÍA DISTRIBUIDA (PROINGED)
PROVINCIA DE BUENOS AIRESPequeñas centrales en medio periurbano y rural con bajos costos de conexión en
MT o BT y beneficios para el sistema eléctrico (por ej., en extremos de línea)
Coronel Brandsen – Potencia: 100 kW
.081
• 400 MW en todo el país, con cupos divididos en siete regiones + Buenos Aires
• Conectados en redes de MT: 13,2 kV, 33 kV y 66 kV.
• Potencia por proyecto: 0,5 MW a 10 MW
FUENTE:
.082
• Falta de financiación (FODIS?)
• Subsidio a la generación convencional, agravado por la devaluación
• No reconocimiento a externalidades positivas (reducción de pérdidas y de emisión de GEI)
Precio adicional de incentivo (FIT)
.083
• Costo abastecimiento MEM + transporte : 2800 a 2900 $/MWh ( 68 USD/MWh)
• Precios de referencia estacionales 01/06 al 31/10/2018
• Res. ENRE N° 208/2018 (08/2018):– T1-R3 2013 $/MWh
– T2 1668 $/MWh
.084
• Casos de buen acoplamiento entre generación y demanda
– Climatización (frío) de ambientes
– Riego
• Potencia contratada ($/kW) y cargo variable($/kWh)
– VAD
– Necesidad de garantizar potencia
.085
.086
.087
Generación Centralizada (GC) +Transporte (T) + Distribución (D)
GC + T + D
+Redes Inteligentes + GD + Acumulación Distribuida
(Auto Eléctrico???)
.088
Generación tradicional
Grandes Usuarios
Clientes
IndustrialesRed de AT Red de MT
Red Eléctrica Actual
Energía
Información y
Automatización
Clientes Comerciales
Clientes
Domiciliarios
Cómo se transformará la red eléctrica que conocemos
Fuente: J. Bragulat, CAMMESA (17/10/2016)
.089
.090
• Eliminar subsidios y desalentar inversiones en fósiles
• Planificar un futuro diversificado y distribuido
Solar FV y Eólica son ya económicamente competitivas
• Adaptación al nuevo y complejo sistema de energía
Argentina parece estar empezando la transición hacia una matriz energética más limpia, económica y segura
UREE + ER + GD + RI deben ser parte
de la estrategia energética de corto,
mediano y largo plazo
