Cogeneración y eficiencia, cómo enfrentar el mercado Spot

Cogeneración y eficiencia, cómo

enfrentar el mercado Spot y de

CEL´s; sus variaciones tecnológicas

y normativas

Ricard [email protected]

Asesoría energética CHP Méxicowww.aesa.net

México

2

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ASESORÍA ENERGÉTICA CHP México

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Cogeneración y eficiencia, cómo enfrentar el mercado Spot y de CEL´s

0. Tarifas Reguladas

0

200

400

600

800

1.000

1.200

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

ene.

-12

feb.

-12

mar

.-12

abr.

-12

may

.-12

jun.

-12

jul.-

12

ago

.-12

sep.

-12

oct.

-12

nov.

-12

dic.

-12

ene.

-13

feb.

-13

mar

.-13

abr.

-13

may

.-13

jun.

-13

jul.-

13

ago

.-13

sep.

-13

oct.

-13

nov.

-13

dic.

-13

ene.

-14

feb.

-14

mar

.-14

abr.

-14

may

.-14

jun.

-14

jul.-

14

ago

.-14

sep.

-14

oct.

-14

nov.

-14

dic.

-14

ene.

-15

feb.

-15

mar

.-15

abr.

-15

may

.-15

jun.

-15

jul.-

15

ago

.-15

sep.

-15

oct.

-15

nov.

-15

dic.

-15

ene.

-16

feb.

-16

mar

.-16

abr.

-16

may

.-16

jun.

-16

jul.-

16

ago

.-16

sep.

-16

oct.

-16

MXN/MWhpciMXN/KWh evolución precios electricidad y combustibles

HS HT HM CENTRO HM NORESTE HM NOROESTE

HM NORTE HM SUR HM PENINSULAR Combustóleo Gas natural

Diesel industrial Carbón Importado Carbón PROMEDIO

3

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CENACE

Usuario calificado

Usuario Calificado Participante (>5MW)

Transmisión y Distribución

PIEs

Privados

Precio energía

por coste marginal

$/MWh

Usuario no calificado

Plan de redes

SENER Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional

Año 1 P > 3 MWAño 2 P > 2 MWAño 3 P > 1 MW

Punto de consumo o suma de puntos de consumo por

Unidad económica

Tarifa básica (CRE)

Co

ntr

ato

Co

nex

ión

$/MWh

% Energías Limpias y supervisión

% Energías Limpias

Co

ntr

ato

Co

nex

ión

Contratos bilaterales

GeneraciónControl

operativoConsumoComercialización

Mercado Mayorista

Liberalizado LiberalizadoParcialmente LiberalizadoEn manos estatalesNuevo regulador

Tari

fa d

e ú

ltim

o r

ecu

rso

* Ningún generador puede comercializar electricidad $/MWh

1. Esquema del sistema eléctrico con la Reforma energética

Coste regulado CRE

4

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Mercado de Energía

Mercado de Potencia(*) Referencia Cco:

8 USD/MWh

Mercado CEL (5%)20 USD/MWh

(Sanción 25 USD/MWh)

O D

50 USD/MWh

MERCADO LARGO PLAZO

MERCADO CORTO PLAZO

Precio Mercado = 50 + 1 + 0.5 + 8 + 20*0.05

Precio Mercado = 60.5 USD/MWh

Mercado Servicios Conexos 1.0 USD/MWh

Precio Marginal Local

Gestión CENACE0.5 USD/MWh

• Precio Energía Eléctrica: Basada en costos variables de

operación. Los precios Marginales serán el menor entre

el programa de despacho en tiempo real y un precio

tope.

2. Establecimiento de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista

30

25

35

40

20

15

10

5

nuclear

hidráulica

carbón

Ciclos Combinados (propios + PIES)

Combustóleo +otros

Variable en función de la obligación

5

México


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3. Mercado Eléctrico Mayorista

69

887

68

887

80

87685 903

88

878

72

91064

909

63

923

93

875

95 1020

96

1028100

1029

97

1031

99 9979

8 1002101

1000

94 991

91 896

65 903

74 916

81 914

83 903

89 884

66 897

75 890

86 879

71 981

77 914

70 931

90 881

78 883

67 884

92 883

79 845

84 889

87 911

18 820

8 840

7 855

19 863

9 83915 841

11 894

17 889

12 873

16 847

10 860

14 843

28 863

20 858

24 885

29 972

23 926

27 989

25 999

22

1009

21

1001

26 945

35 864

31 890

32 866

30 915

36 928

34 941 5

0 893

56 869

42 951

60 924

37 889

57 919

41 886

51 901 4

3 90162 894

40 910

47 896

44 892

39 872

61 9045

9 88652 877

58 884

53 871

55 8664

5 866

1 874

2 877 5 876

4 880

6 882

3 840

54 880

13 849

76

886

49 879

38 912

48 910

46 912

73

902

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

29-1 5-2

12-2

19-2

26-2 4-3

11-3

18-3

25-3 1-4

8-4

15-4

22-4

29-4 6-5

13-5

20-5

27-5 3-6

10-6

17-6

24-6 1-7

8-7

15-7

22-7

29-7 5-8

12-8

19-8

26-8 2-9

9-9

16-9

23-9

30-9

7-10

14-1

0

21-1

0

PNDCENTRO ORIENTE MONTERREY PUEBLA TAMPICO QUERETARO

SAN LUIS POTOSI CHIHUAHUA MERIDA TLAXCALA VERACRUZ

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

30-ene.-16 29-feb.-16 31-mar.-16 30-abr.-16 31-may.-16 30-jun.-16 31-jul.-16 31-ago.-16 30-sep.-16

$/MWH

NODO QUERETARO

Precio Nodo Distribuido ($/MWh)

-10.00

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

-100

100

300

500

700

900

1.100

1.300

1.500

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct

$/MWH NODO QUERETARO

PND Componente de Energía

Componente de Pérdidas Componente de Congestión

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Precio Referencia

Precio Energía

Precio Potencia

Precio CEL

HT: 3.5 USD/MWh

HS: 8 USD/MWh

HM: 8+7 USD/MWh

BT: 14+7 USD/MWh

HT: 0.5 USD/MWh

HM: 2 USD/MWh

Venta y comercialización

de la energía

50 USD/MWh

8 USD/MWh

1,0 USD/MWh(20 USD/MWh

Requerimiento 5%)

HT 65 USD/MWh

HS 71 USD/MWh

HM 80.5 USD/MWh

BT 89.0 USD/MWh

Total Productos Mercado

60.5 USD/MWh

HT 1% => 0.5

HS 2-4% => 1-2

HM 6% => 3

BT 9% => 4.5

Precio resultante debido al Factor de Pérdidas por nivel

de tensión

HS: 1 USD/MWh

BT: 3 USD/MWh

Costos de las redes: HT trasmisión, HS alta tensión,

HM media tensión y BT baja tensión

A los costos de transmisión habría que añadir, en los

casos pertinentes, el costo de congestionamiento.

1.5 USD/MWh

Precio Servicios Conexos + Otros

4. Precios de referencia

En base a la estructura de un Sistema Eléctrico similar al Mexicano, y considerando una estructura deMercado/Trasmisión/Comercialización, se obtienen los Precios de Referencia del Usuario Final, en base auna estructura por niveles de tensión, parecido a las actuales tarifas.

61.0

62.5

63.5

65.0

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5. Estructura del Sistema Eléctrico Liberalizado

CO

MER

CIA

LIZA

DO

RA

GEN

ERA

CIÓ

N

MER

CA

DO

TRA

NSM

ISSI

ÓN Precio de Referencia = Precio del Mercado

+ Coste regulación del Mercado + Coste de transmisión + Coste Comercializadora

Planta Cogeneración

USUARIO

Coste de Transmisión

Precio de Mercado

Opción 3

Opción 2

Opción 1

Coste Comercializadora

Coste de regulación

Una Planta de Cogeneración tiene tres opciones en función de sus excedentes de energía:

• Opción 1. Autoabasto. Cogeneración sin excedentes) => El coste de referencia de la energía autoconsumidaserá el Precio de Referencia que el sistema le oferte al Usuarios.

• Opción 2. Contrato de Cobertura Eléctrica (Cogeneración con excedentes) => La Planta puede optar vender sus excedentes mediante Transacciones Bilaterales.

• Opción 3. Venta al Mercado (Cogeneración con excedentes) => La Planta podrá vender sus excedentes directamente al mercado.

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6. Cogeneración

Operación, Mantenimiento, Gestión, Administración

SPV

Gas Natural (F)

Gastos generales

CELS:•Energ*%ELC*PCEL

0

5

10

15

Capacidad recuperación

Post combustión/sistemas convencionales

Máxima eficiencia en operación.

Calor(V) : V/refH•Referenciado a gas en

sistema existente

Electricidad (E):•Termino Fijo (OPEX):•Termino Variable

(GAS): F-V/refH

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7. Estructura costes

Coste generación Cogeneración Vs precio eléctrico (MEM) en modalidad de autobasto

• Coste GAS. Es el coste total de gas para generar la energía eléctrica y el vapor. Se puede descomponer entre Coste Gas V como V/refH (coste asociado al calor generado en sistema convencional; ex: vapor en caldera) y F-H/refH =Coste Gas E

• Coste O&M. Coste compracion y mantenimiento cogeneración (incluyendo correctivo, preventivo y overhallTG/MG)

• CEL Excedente. La cantidad de cels excedentes al exigido (ej: 5% 2018,) genera ingresos adicionales.

V/refH

F-V/refH

(%ELC-CELmin)*PCEL

Ahorro del 50 al 60% sobre coste electricidad

Datos:

• RE: 35%• RG: 75%• Tc: 18 $/USD• PG: 3.5

USD/MBTU

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7. Estructura costes

Coste generación Cogeneración Vs MEM

• Coste GAS. Idem autoabasto• Coste O&M. Idem autoabasto• CEL Excedente. La cantidad de cels excedentes al

exigido (ej: 5% 2018,) genera ingresos adicionales.• Cst Tras Generador. Tarifa trasmisión a generador• Precio venta. Energía nodo (MEME) y potencia en

mercado balance potencia

Coste generación Cogeneración Vs MEM

• Coste GAS. Idem autoabasto, • Coste O&M. Idem autoabasto, • CEL Excedente. La cantidad de cels excedentes al

exigido (ej: 5% 2018,) genera ingresos adicionales.• Tarif Trasmisión. Tarifa trasmisión suministro• DFT. Derecho financiero de trasmisión (diferencia

congestion nodo generación y consumo)

-10

0

10

20

30

40

50

60

70

Tarif MEM COGEN Cost Cog Cog Cost-V Cog Tot Cost

USD/MWh Venta a MEM

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𝑅𝐸𝐸 =𝐸

𝐹 −𝐻

𝑅𝑒𝑓𝐻

Este rendimiento eléctrico, habiendo descontado el combustible sustituido por elcalor aportado por la cogeneración, es el rendimiento de generación eléctrico deesta tecnología. Nos aporta la siguiente información fundamental.

Cuan competitiva es la electricidad generada respecto al mejor generador eléctrico. O que coste de combustible por MWh/a

aporta esta solución particular.El mejor generador eléctrico actual, Ciclo Combinado de 500 a 1,000 MWe, tieneun rendimiento de generación del 55%. Por tanto es imperativo:

Calor aportado por la cogeneración.

El objetivo es el cálculo del combustible

substituido.

REE >> 55%

8. Heat rate o rendimiento eléctrico equivalente

Rendimiento eléctrico equivalente o heat rate: Rendimiento intrínseco de cogeneración.

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Cuanto mayor sea la eficiencia de la Cogeneración, mayor será el número de CEL adquiridos, lo cual supone un incremento del ahorro y MAYOR PROTECION FRENTE A CAMBIOS DE LOS REF’s

𝐴𝐸𝑃 = 𝐸𝑃 − 𝐹 =𝐸

𝑅𝑒𝑓 𝐸′+

𝐻

𝑅𝑒𝑓 𝐻− 𝐹

𝑅𝑒𝑓 𝐸′ = 𝑅𝑒𝑓 𝐸 𝑏𝑎𝑠𝑒 ∗ 𝑓𝑝

𝑓𝑝 = 1 − % 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 Depende del nivel de tensión al que se conecta

9. Obtención de Certificados de Energías Limpias

• Los Generadores Limpios, cuando utilizan combustibles fósiles, como en el caso de la cogeneración,

tendrán derecho a recibir un CEL por cada Megawatt-hora generado en las Centrales Eléctricas Limpias

que representen, multiplicado por el porcentaje de energía libre de combustible (lin. 6, Lineamientos

CEL).

• Ref E(base), es el parámetro de referencia energético de México.

• AEP, es el Ahorro de Energía Primaria.

RefE y Ref H son paramentos normativos

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ahorro de energía:(AEP)

La cogeneración permiten la producción simultánea de electricidad y calor.

Estas energías tienen un combustible asociado:

• Felec=E/(refE*fp)

• Fcalro=H/refH

Este Ahorro es la característica fundamental de ahorro y competitividad económica.

AEP=Felec+Fcalor-Fcog

Este ahorro de combustible en energiaelectica es la producción renovable de la Cog:

ELC = AEP*refE

combustible necesario en sistemas convencionales

combustible necesario en sistemas de cogeneración

10. Que es la energía libre de combustible

H/refH

E/refE*fp

EV

F

ELC

AEP*RefE

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