DIA DE LA CALIDAD 2008 FORO INTERNO JULIO A. HERNÁNDEZ GALICIAROLANDO NIEVA GÓMEZ Gerencia de Análisis de Redes División de Sistemas de Control Cuernavaca,

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1 DIA DE LA CALIDAD 2008 FORO INTERNO JULIO A. HERNÁNDEZ GALICIAROLANDO NIEVA GÓMEZ Gerencia de Análisis de Redes División de Sistemas de Control Cuernavaca, Morelos, 16 de Abril de 2008 MODELO PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE GENERACIÓN CON CRITERIOS DE ACOTAMIENTO DE RIESGO

2 Gerencia de Análisis de Redes Contenido de la Presentación 1.Antecedentes 2.El Modelo PEGyT/AR. 3.Consecuencias de la Planificación con Incertidumbre. 4.Caso de Ejemplo: Valoración de las ventajas de las tecnologías de aprovechamiento de energía renovable en el S. E. M. 5.Trabajo Futuro: Actividades de Investigación y Desarrollo 6.Observaciones y Conclusiones.

3 Gerencia de Análisis de Redes Antecedentes  El Modelo de Planeación de la Expansión de los Medios de Generación y Transmisión PEGyT fue desarrollado en 1994 por la Gerencia de Análisis de Redes (GAR) del IIE,  tiene como objetivo seleccionar entre un conjunto de opciones,  la capacidad, el tipo tecnología de generación y transmisión que debe instalarse, así como, cuándo hacerlo y dónde ubicarlo  para satisfacer de la manera más económica la demanda de energía y potencia;  sujeto a diversas limitaciones, siendo algunas de origen físico, y otras necesarias para asegurar el suministro confiable de la energía.  La primera versión del modelo PEGyT fue diseñado bajo un enfoque determinista.  No considera la aleatoriedad de los parámetros de planeación, suponiendo que estos tomarán un rumbo predeterminado.

4 Gerencia de Análisis de Redes El Modelo de Planeación de la Expansión de los Sistemas de Generación y Transmisión con Acotamiento de Riesgos PEGyT/AR  Cuenta con un módulo de Acotamiento de Riesgos Económicos por efecto de la incertidumbre de los escenarios futuros de precios de combustibles.  El Riesgo Económico derivado de la incertidumbre de los precios de combustibles se mide en términos del Máximo Arrepentimiento en un conjunto de escenarios de precios de combustibles.  El Arrepentimiento (Regret) de una decisión es una medida cuantitativa de las consecuencias económicas de decidir bajo un escenario específico cuando en la realidad podría ocurrir cualquier otro escenario desfavorable.

5 Gerencia de Análisis de Redes La Planificación con Incertidumbre  En la formulación del problema intervienen diferentes objetivos (ej. minimizar costo y minimizar riesgo).  Bajo este planteamiento, una mejora en términos de uno de los objetivos sólo se puede alcanzar en detrimento del resto (ej. la minimización de los riesgos da como resultado un aumento inherente en los costos).  En tal situación, se puede afirmar que no existe una solución óptima al problema de planificación, ya que el mejor plan para un ente tomador de decisiones dependerá de su propio grado de aversión al riesgo y de los recursos financieros que tenga disponibles.

6 Gerencia de Análisis de Redes La Planificación con Incertidumbre (cont.)  El modelo determina un conjunto de planes de expansión, entre los cuales el planificador pueden escoger el plan (o los planes) que mejor se adecue(n) a las políticas de administración de los riesgos asociados con la incertidumbre en los precios de los combustibles.  Determinación de un conjunto de planes de expansión que conforman fronteras eficientes de decisión (tradeoffs) en el contexto de dos resultados importantes:  Riesgo vs. Costo de Inversión  Riesgo vs. Costo Total (Inversión más Producción) en el escenario de Referencia.  Determinación del plan de mínimo riesgo, dado el conjunto de escenarios de precios de combustibles

7 Gerencia de Análisis de Redes Objetivos Del Caso de Ejemplo  Valorar las ventajas de las tecnologías de aprovechamiento de energía renovable (TAER) en materia de reducción de riesgos de precios de combustibles: ¿Existen suficientes ventajas para justificar su incorporación en los planes de expansión de la capacidad de generación del sistema eléctrico mexicano? Determinar los efectos -en materia de costos de inversión, costos totales y de riesgo de precio de combustibles- de la incorporación de TAER en la expansión de la capacidad de generación.

8 Gerencia de Análisis de Redes El Sistema Eléctrico Sistema Interconectado (7áreas de control) Capacidad instalada al inicio del 2007: 45,547 MW (24.7% hidroeléctricas) Condiciones iniciales de demanda correspondientes al 2006 Horizonte de planeación: 2006 - 2026 Tasa de crecimiento promedio de la demanda 4.4%  Se incluyen los proyectos en construcción, adjudicados y en licitación según POISE 2005

9 Gerencia de Análisis de Redes Incertidumbre de Precios de Combustibles El Futuro 2 refleja las tendencias de los escenario de referencia de agencias internacionales 1 Los Futuros 1 y 3 representan el extremo inferior y el superior del rango de proyecciones de organizaciones internacionales En el caso de carbón, se incluye un costo por transporte, de 10 USD/t 1 Annual Energy Outlook 2007, DOE/EIA-0383, Feb. 2007

10 Gerencia de Análisis de Redes CASE STUDY II Opciones de transmisión en enlaces interregionales: Líneas a 230 y 400 KV 2 Proyectos hidroeléctricos: los considerados en POISE 2005 Opciones de Expansión 2 COPAR de Generación 2004 y COPAR de Transmisión 2004 (Subdirección de Programación, CFE). 3 EPRI 2004. 4 “Parámetros Técnico-Económicos y Potencial Regional de Fuentes Renovables”, Gerencia de Energías No Convencionales, IIE, Julio 2007.

11 Gerencia de Análisis de Redes Restricciones de Expansión y Potencial de TAER 4 4 “Parámetros Técnico-Económicos y Potencial Regional de Fuentes Renovables”, Gerencia de Energías No Convencionales, IIE, Julio 2007.

12 Gerencia de Análisis de Redes Restricciones de Expansión  Margen de reserva: 25%  Centrales nucleares: Máximo de 10,400MW en el horizonte de planeación, en 2015-2026. Periodo de gestión y construcción de 9 años Máximo una central por año  Centrales IGCC y Carboeléctricas: Máximo dos centrales por año, por región autorizada (costas). IGCC a partir de 2014. Carboeléctricas a partir de 2011 Periodo de gestión y construcción de 4 años Máximo dos centrales por año, por región autorizada (costas)

13 Gerencia de Análisis de Redes Restricciones de Expansión  Centrales a Ciclo Combinado: A partir de 2011. Máximo dos centrales en la región Central; máximo una en: Monterrey, Poza Rica y Manzanillo. Periodo de gestión y construcción: 2 años Máximo dos centrales por año, por región.  Proyectos hidroeléctricos. Proyectos dimensionados por CFE. A partir del 2012. Periodo de gestión y construcción: 6 años.  Centrales Eólicas: Máximo de 8000 MW, límite de 200 MW/año en 2007-2009, y 500 MW/año en 2010-2025 Periodo de gestión y construcción: 2 años

14 Gerencia de Análisis de Redes Resultados 5 5 Modelo PEGyT/AR: Planeación de la Expansión de Generación y Transmisión con Acotamiento de Riesgos, Análisis de Redes, Derechos Reservados IIE Plan de menor costo total en futuro de precios Bajo Plan de menor costo total en futuro de precios Alto Frontera eficiente Plan de menor costo total en futuro de precios de Referencia Plan de menor riesgo

15 Gerencia de Análisis de Redes Resultados Ninguno de los planes de menor costo en los futuros Bajo, Referencia ó Alto es el plan de menor riesgo. El plan de menor costo en el futuro de Referencia está “cerca” de la Frontera eficiente, aunque: Para el mismo nivel de riesgo existe un plan que requiere una inversión menor en 269 Millones de USD.  El menor riesgo posible es de 634 Millones de USD. 362 Millones de USD menos que el correspondiente al plan de menor costo en el futuro de Referencia, pero a costa de 690 Millones de USD adicionales en inversión.

16 Gerencia de Análisis de Redes Resultados 5 5 Modelo PEGyT/AR: Planeación de la Expansión de Generación y Transmisión con Acotamiento de Riesgos, Análisis de Redes, Derechos Reservados IIE Frontera eficiente Plan de menor riesgo considerando TAER No convencionales La opción de TAER´s permite reducir 300 Millones USD de riesgo, con la misma inversión; y hasta 474 Millones USD, con inversión adicional Plan de menor riesgo, sin considerar TAER No Convencionales

17 Gerencia de Análisis de Redes Resultados Mezcla de Tecnologías en los planes de expansión en la frontera eficiente: Riesgo vs. Costo de Inversión.

18 Gerencia de Análisis de Redes Resultados Comparación de la composición de la capacidad de generación agregada por los planes de expansión. 2,806 996 2,242 634 Riesgo (Millones USD) 107,975 107,628 108,645 107,708 Costo Total en Futuro de Referencia (Millones USD)

19 Gerencia de Análisis de Redes Trabajo Futuro: Actividades de Investigación y Desarrollo Innovación de Modelos de Planeación con Acotamiento de Riesgos Considerar valor económico de reducción de emisiones de efecto invernadero Considerar el ahorro en transmisión, transformación y distribución de la generación distribuida urbana: fotovoltaica Considerar múltiples objetivos: Desarrollo industrial nacional, creación de empleos, salud pública, etc. Actualización del estudio, con estimaciones ampliadas y afinadas del potencial regional de Tecnologías de Aprovechamiento de energía renovable y sus parámetros técnico-económicos: Micro Hidráulica Geotérmica Micro fotovoltaica

20 Gerencia de Análisis de Redes Observaciones y Conclusiones  El modelo PEGyT/AR, es una herramienta que facilita la toma de decisiones del planificador, estableciendo un marco de referencia que le permite cuantificar el nivel de incertidumbre y la eficiencia de las decisiones.  Las fronteras eficientes determinadas por el modelo corresponden con el conjunto de soluciones no dominadas en el contexto de Pareto [6] que resultan del tratamiento multiobjetivo del problema de minimización de riesgos en el Modelo PEGyT/AR.  Las fronteras eficientes permiten la elección de soluciones con diferentes niveles de riesgo-costo y establecen una referencia para la evaluación de la eficiencia de otros planes de expansión ubicados fuera de dicha frontera (soluciones dominadas).