Situación del Autoabastecimiento Armando Llamas, Federico Viramontes, Aníbal Morones y Luis Sánchez. Sánchez Centro de Estudios de Energía, Instuto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Monterrey Av. Eugenio Garza Sada 2501 Sur, Monterrey, N.L. Tel.: (81) 81 58 2001. E-mail: allamas@itesm.mx Resumen En el presente documento se aborda la situación que enfrentan los proyectos de autoabastecimiento. Se habla de temas como: selección de capacidad comprada, rigidez en los contratos, encarecimiento del gas natural, cargos por porteo que desalientan a los centros de consumo en media tensión, obligación no escrita a firmar un contrato colectivo con el SUTERM. A manera de síntesis, se presenta una comparación entre el costo unitario de la energía de autoabastecimiento y el suministro normal de CFE. 2. Selección de capacidad comprada En la Figura 1 se muestra el perfil de demanda de un centro de carga. El área inferior, delimitada por la capacidad comprada, corresponde a la energía que proporciona el permisionario. El área por encima de esta línea, corresponde a la energía proporcionada por el suministro normal de CFE1. Suministro normal CFE 1. Introducción 0 “ARTICULO 101.- De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 36, fracción I, de la Ley, se entiende por autoabastecimiento a la utilización de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía provenga de plantas destinadas a la satisfacción de las necesidades del conjunto de los copropietarios o socios.” Se constituye una sociedad cuyo objeto es la generación de energía eléctrica para la satisfacción del conjunto de las necesidades de autoabastecimiento de sus socios. Al socio encargado de la generación de energía se le denomina permisionario y al resto se les conoce como centros de consumo o puntos de carga. Cabe mencionar que dichas necesidades pueden ser cubiertas total o parcialmente por el permisionario. En el caso de ser parcial, el resto de la energía requerida por los puntos de carga será de suministro normal por parte de CFE Capacidad comprada kW Dentro de las alternativas que permite la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica para adquirir la energía se encuentra el esquema de autoabastecimiento [1]: Autoabastecimiento 1-Oct 11-Oct 21-Oct 30-Oct Figura 1 Perfil de carga Una curva de duración de carga proporciona más información acerca de la utilización de la capacidad comprada. En la Figura 2 aparece la curva de duración de carga del mismo socio y su capacidad comprada. Este socio utiliza sólo el 33% del tiempo el pleno de su capacidad comprada de autoabastecimiento. Tal utilización encarece el costo unitario de la energía del permisionario, puesto que existe un cargo fijo que se debe pagar mes a mes, independientemente de la energía que se consuma. Es recomendable hacer un uso más intensivo de la capacidad comprada. Por ejemplo, para el caso mostrado, una capacidad comprada dentro de la banda mostrada sería más Apropiada. 0 RVP-AI/2004 – GEN-19 PONENCIA RECOMENDADA POR EL COMITÉ DE GENERACIÓN DEL CAPÍTULO DE POTENCIA DEL IEEE SECCIÓN MÉXICO Y PRESENTADA EN LA REUNIÓN DE VERANO, RVP-AI/2004, ACAPULCO, GRO., DEL 11 AL 17 DE JULIO DE 2004. 1 El suministro normal de CFE en tarifas industriales del Noreste incluye cargos por energía base, intermedia y punta, así como por las demandas correspondientes. 6. Volatilidad y aumento en el precio del gas natural. 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% %de tiempo de duración de carga Figura 2 Curva de duración de carga 3. Porteo en media tensión La metodología para determinar los costos de porteo hace un cargo adicional para los usuarios en media tensión [2]. Los socios en media tensión pagan, en promedio, tres veces más por cada kWh de servicio de transmisión a CFE que los socios en alta tensión. En algunos casos, el cargo fijo del porteo es similar al cargo fijo por capacidad de un ciclo combinado gas natural2. 4. Contratos inflexibles Los centros de consumo y el permisionario firman contratos de compra de capacidad a 15 años y es complicado modificarlos. Cualquier modificación en las capacidades compradas implica un estudio de porteo que demora tres o más meses y es relativamente costoso. La cancelación del contrato no es una alternativa, debido a las elevadas penalizaciones en las que se incurre. 5. Obligación no escrita de firmar con el SUTERM para los permisionarios que requieran porteo No se otorga la operación comercial del permisionario hasta que se firme un contrato colectivo con el SUTERM [3]. Esta situación causa un perjuicio económico para el permisionario. Es opinión de los autores que este requerimiento es arbitrario e ilegal. 10 8 6 4 2 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Figura 3. Precios de gas natural La contribución del gas natural al costo unitario total se vuelve más significativa a medida que el precio del gas natural aumenta. Por ejemplo, cuando el precio del gas natural es 3.50 dólares por millón de Btu, el combustible representa poco más del 60% y cuando el costo es 7.00 dólares por millón de Btu, la contribución es más del 75%. La Figura 4 hace evidente la dependencia que tiene costo unitario del kWh respecto al precio del gas natural. 0.090 0.080 0.070 85% $ / kWh TOTAL $ / kWh GAS 80% % 75% 0.060 70% 0.050 65% 0.040 60% 0.030 3.50 porcentaje 0% USD/106Btu Capacidad comprada sugerida Sin lugar a dudas, esta es la mayor problemática a la que se enfrentan los proyectos de autoabastecimiento. Algunos de los proyectos de autoabastecimiento que operan en la actualidad, fueron evaluados antes de la primera mitad del 2000, cuando el historial de precios tenía un promedio aproximado de 2 USD/106Btu y los máximos registrados eran de 4 USD/106Btu, como lo ilustra la Figura 3. Ahora el escenario es de 4.5 USD/106Btu [4]. $ / kWh kW Capacidad comprada 55% 4.50 5.50 6.50 $ / millón de Btu Figura 4. Costos unitarios 2 El costo unitario de capacidad para una planta ciclo combinado gas natural es del orden de 600 USD/kW. Si se considera una vida económica de 25 años y una taza de interés anual de 12%, entonces el cargo fijo mensual por capacidad resulta en 6.32 USD/(kW-mes) 7. Venta de energía excedente En condiciones normales, el permisionario genera potencia constante suficiente para satisfacer el compromiso de capacidad comprada todos sus socios, independientemente de las El recargo y la bonificación por factor de potencia no se calculan sobre los mismos importes de energía. Para el caso de la bonificación, se considera el importe de la energía y demanda consumida a CFE en suministro normal, es decir, excluyendo la energía de autoabastecimiento. Pero cuando se trata del recargo por bajo factor de potencia, se considera toda la energía y demanda como si hubiese sido provista por CFE. 9. Comparación de costos unitarios Considérese el caso de una sociedad de autoabastecimiento del noreste de México. El permisionario utiliza gas natural en una planta de ciclo combinado. En la Figura 5 se muestran dos costos unitarios de la energía eléctrica para dos socios, de Mayo de 2003 a Febrero de 2004. El primer costo unitario es el real y comprende el consumo total de energía, es decir, incluye la energía de autoabastecimiento4 y la de suministro normal de CFE, cuando fuera necesaria. El segundo costo presentado es hipotético, y contempla la posibilidad de que toda la energía provenga de CFE, es decir, sin autoabastecimiento. Para el Socio 1, en algunos 3 Corresponde al costo unitario de la energía eléctrica proveniente de una planta, determinado durante el período de que se trate, incluyendo el costo de los energéticos utilizados y todos los costos variables de operación y mantenimiento en los que dicha planta incurra como resultado de las actividades de generación y transmisión de la energía hasta el punto de interconexión 4 Incluye costos de: combustible, de operación y mantenimiento, de agua y descarga residual, capacidad, porteo, etc. 1.20 Socio 2 Autoabastecimiento Socio 2 CFE-Hipotético Socio 1 Autoabastecimiento Socio 1 CFE-Hipotético 1.00 $/kWh 0.80 Feb-04 Ene-04 Dic-03 Nov-03 Oct-03 Sep-03 Ago-03 Jul-03 0.60 Jun-03 8. Recargo por bajo factor de potencia. meses, el esquema de autoabastecimiento ha resultado en costos unitarios inferiores a los que tendría con CFE. En cambio, para el Socio 2, el autoabastecimiento todo el tiempo ha sido más caro. Es importante mencionar que el Socio 2 tiene una capacidad comprada superior a sus necesidades de consumo. May-03 necesidades reales e instantáneas de cada uno de ellos. Cuando la energía que demandan los centros de consumo es menor a la energía que inyecta el permisionario a la red, se origina un excedente en la generación. A esta energía se le denomina energía excedente y es adquirida por CFE al 85% del costo total de corto plazo de la energía eléctrica3 (CTCP) [5]. Esta remuneración no alcanza a cubrir el costo del combustible en que incurre el permisionario. Se toma como ejemplo un mes de 2003, en el que el promedio del CTCP fue 0.347 $/kWh. Si se considera que en el mismo mes, el tipo de cambio fue 10.72 $/USD, el gas natural costó 4.44 USD/106Btu y un HRHHV= 7000 Btu/kWh, el costo de la energía por concepto de combustible resulta en 0.33$/kWh. El 85% del CTCP resulta en 0.3 $/kWh. Figura 5. Costos unitarios en autoabastecimiento y con CFE 10. Conclusiones La energía de autoabastecimiento se encarece si no se hace una buena selección de la capacidad instalada. El alto costo del gas natural ha afectado negativamente a la mayoría de los permisionarios de autoabastecimiento. El porteo en media tensión desalienta a tener socios en ese nivel de tensión. El autoabastecimiento ha servido para asegurar el suministro de energía eléctrica, pero las inconvenientes de recargo por factor de potencia, obligatoriedad a la firma de un contrato colectivo con SUTERM, inflexibilidad en los contratos y sobre todo el alto costo del combustible primario, desalentará futuros proyectos. 11. Referencias [1] Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, Diario Oficial de la Federación de 31 de mayo de 1993, Diario Oficial de la Federación de 25 de julio de 1997. [2] Comisión Reguladora de Energía, Metodología para la determinación de los cargos por servicios de transmisión de energía eléctrica. Resolución Núm. RES/146/2001 [3] Margarita Palma Gutiérrez, “Tractebel, campo de batalla de dos grandes sindicatos,” sección Negocios de El Financiero, Jueves 3 de abril de 2003. [4] Edward Kelly, Horizons 13, Wood Mackenzie, September 2003. [5] Comisión Reguladora de Energía, Modelo de Convenio de compraventa de excedentes de energía eléctrica (energía económica), RESOLUCION Núm. RES/147/2001 12. Biografías Armando Llamas Terrés es Ingeniero Electricista (1983) y obtuvo la Maestría en Ingeniería (1985) en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey Campus Monterrey. En 1992 recibió el grado de Doctorado (Ph. D.) de Virginia Polytechnic Institute and State University. Actualmente es el Director del Centro de Estudios de Energía del ITESM y el responsable de la Cátedra de Modernización del Sector Energético en México, un enfoque sostenible. Federico A. Viramontes Brown recibió el título de Ingeniero Mecánico Electricista del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, ITESM, y los grados de Maestro en Ciencias y Doctor en Filosofía de la Universidad de Pittsburgh. Actualmente es el Director del Área de Posgrado de la División de Ingeniería del ITESM. Es miembro Senior del IEEE. Aníbal Morones Ruelas es Ingeniero Mecánico Electricista del Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Monterrey (2003). Actualmente es estudiante de la Maestría en Ciencias en Ingeniería Energética del ITESM y asistente de investigación en el Centro de Estudios de Energía del mismo instituto. Luis Agustín Sánchez Viveros Viveros es Ingeniero Industrial en Eléctrica del Instituto Tecnológico de Veracruz (1995). Laboró en el IIE de 1997 al 2002. Actualmente es estudiante de la Maestría en Ciencias en Ingeniería Energética del ITESM y asistente de investigación en el Centro de Estudios de Energía del mismo instituto.