PPA - Costos de Generacion Plantas Termicas

Bogotá, D. C., Mayo 30 de 2002

Doctora LUISA FERNANDA LAFAURIE

Ministra de Minas y Energía Ciudad

Asunto: Dictamen Asunto: Dictamen técnico internacional internacional sobre los los costos de generación de de las plantas térmicas térmicas

Respetada señora Ministra: Cuando se expidió la Resolución CREG 034 de 2001, el anterior Ministro de Minas y Energía se comprometió públicamente a dos cosas: (i) a que las medidas de intervención del mercado eran de carácter temporal, y (ii) a que contrataría una auditoría internacional para conocer los costos reales de la generación térmica. Desafortunadamente, el hoy Ex Ministro incumplió con la primera promesa promesa y no adelantó gestiones serias para concretar la segunda. Reconocemos, no obstante, que con su llegada al Ministerio se han venido dando pasos importantes para corregir esta situación. Aunque nadie discute la capacidad legal de la CREG para intervenir el mercado, lo que sí es cuestionable es que no se reconozcan los costos reales de las plantas llamadas a generar por razones de seguridad. Tanto los generadores térmicos como hidráulicos han salido afectados por esta situación, y no es una queja de los generadores privados exclusivamente. Las empresas de propiedad del Estado se han visto obligadas a dejar múltiples constancias en sus juntas directivas (todas ellas presididas por agentes del Gobierno), sobre el detrimento económico a que han sido sometidas por las medidas a las que se ha hecho alusión. La demora de la CREG en introducir los correctivos del caso agravó la crisis de varios generadores privados quienes se encuentran al borde la liquidación: Termocartagena tuvo que acogerse a la Ley 550 de 1999, o de reestructuración empresarial, y , según se prevé, otros generadores lo harán en las próximas semanas. A lo anterior, habría que agregar los mediocres resultados financieros de la totalidad de los generadores que participan en el mercado eléctrico en condiciones de riesgo y su consecuente pérdida de valor.

En el caso de las centrales hidráulicas, la metodología usada para la remuneración de la generación de seguridad subestima el valor del agua a tal punto que ni siquiera tiene en cuenta la variable climática y su impacto sobre la incertidumbre en la disponibilidad de los recursos energéticos. Es necesario resaltar que en eventos de hidrología crítica se requiere de generaciones tanto térmicas como hidráulicas para lograr la confiabilidad de la atención de la demanda. Adicionalmente, las medidas adoptadas en las resoluciones de la CREG 034 y 038 de 2001 para determinar el precio de las reconciliaciones negativas, obligan a los generadores restringidos debido al estado del STN, lo cual es ajeno a su voluntad, a comprar la energía a unos precios superiores a sus costos de generación, o peor aún a unos costos muy superiores a los cuales podrían generar en caso de que la red se encontrara en condiciones óptimas. A pesar de que estos problemas introducidos al mercado con la expedición de estas resoluciones se han comunicado a la CREG en varias oportunidades, hasta el momento no se han tomado las medidas correctivas necesarias. Por considerarlo de su interés, le adjuntamos copia del estudio realizado por la firma Power firma Power Planning Associates Ltd. (PPA), de Inglaterra, denominado: “Dictamen Técnico sobre Costos de Generación de Plantas Térmicas en Colombia”, Colombia”, de abril 2002, el cual fue aportado a la demanda de nulidad simple de las resoluciones CREG 034, 038 y 094 de 2001 que cursa ante el Consejo de Estado. El estudio determina la estructura de costos para los diferentes tipos de tecnología de las plantas térmicas que operan en el país y compara los mismos con los valores reconocidos por las resoluciones mencionadas para cada uno de los siguientes rubros: costos de suministro de combustible, costos de transporte de combustible, costos de operación y mantenimiento, costos de arranque y parada y otros costos variables. También se hace una comparación de los costos reconocidos por la CREG con los costos de las plantas térmicas instaladas en Colombia y los costos de plantas similares instaladas en otros países. Las principales conclusiones del estudio son las siguientes: 1.

Los costos de suministro y transporte de combustible reconocidos por la CREG no reflejan los costos reales de las plantas térmicas llamadas a operar por razones de seguridad. Tampoco los cubre cuando se ven forzadas a utilizar un combustible secundario.

2.

Los costos variables de operación y mantenimiento fijados por la CREG son inferiores a los costos de las plantas instaladas en Colombia y están por debajo de los costos típicos internacionales. El consultor llama la atención de que los costos de operación y mantenimiento son específicos para cada planta, razón por lo cual no es razonable establecer niveles de pago basados en un grupo típico de plantas, como lo

En el caso de las centrales hidráulicas, la metodología usada para la remuneración de la generación de seguridad subestima el valor del agua a tal punto que ni siquiera tiene en cuenta la variable climática y su impacto sobre la incertidumbre en la disponibilidad de los recursos energéticos. Es necesario resaltar que en eventos de hidrología crítica se requiere de generaciones tanto térmicas como hidráulicas para lograr la confiabilidad de la atención de la demanda. Adicionalmente, las medidas adoptadas en las resoluciones de la CREG 034 y 038 de 2001 para determinar el precio de las reconciliaciones negativas, obligan a los generadores restringidos debido al estado del STN, lo cual es ajeno a su voluntad, a comprar la energía a unos precios superiores a sus costos de generación, o peor aún a unos costos muy superiores a los cuales podrían generar en caso de que la red se encontrara en condiciones óptimas. A pesar de que estos problemas introducidos al mercado con la expedición de estas resoluciones se han comunicado a la CREG en varias oportunidades, hasta el momento no se han tomado las medidas correctivas necesarias. Por considerarlo de su interés, le adjuntamos copia del estudio realizado por la firma Power firma Power Planning Associates Ltd. (PPA), de Inglaterra, denominado: “Dictamen Técnico sobre Costos de Generación de Plantas Térmicas en Colombia”, Colombia”, de abril 2002, el cual fue aportado a la demanda de nulidad simple de las resoluciones CREG 034, 038 y 094 de 2001 que cursa ante el Consejo de Estado. El estudio determina la estructura de costos para los diferentes tipos de tecnología de las plantas térmicas que operan en el país y compara los mismos con los valores reconocidos por las resoluciones mencionadas para cada uno de los siguientes rubros: costos de suministro de combustible, costos de transporte de combustible, costos de operación y mantenimiento, costos de arranque y parada y otros costos variables. También se hace una comparación de los costos reconocidos por la CREG con los costos de las plantas térmicas instaladas en Colombia y los costos de plantas similares instaladas en otros países. Las principales conclusiones del estudio son las siguientes: 1.

Los costos de suministro y transporte de combustible reconocidos por la CREG no reflejan los costos reales de las plantas térmicas llamadas a operar por razones de seguridad. Tampoco los cubre cuando se ven forzadas a utilizar un combustible secundario.

2.

Los costos variables de operación y mantenimiento fijados por la CREG son inferiores a los costos de las plantas instaladas en Colombia y están por debajo de los costos típicos internacionales. El consultor llama la atención de que los costos de operación y mantenimiento son específicos para cada planta, razón por lo cual no es razonable establecer niveles de pago basados en un grupo típico de plantas, como lo

hace la CREG, o en un valor por cada MWh: “Factores como el número de horas de operación por día, la edad y estado de la central y el nivel de operación de la planta (mínimo técnico o a plena carga) afectan sensiblemente los costos de operación y mantenimiento, que no son reconocidos por la CREG para plantas térmicas operando por seguridad”. 3.

Los valores de los costos variables de arranque y parada (CAP) definidos por la CREG no cubren los costos reales en que incurren las plantas térmicas, y están muy por debajo deba jo de los costos internacionales. Además, “dada la naturaleza única de las plantas térmicas, tanto de vapor como de turbinas a gas, se necesita definir los costos de arranque y parada para grupos individuales y, ya que los resultados muestran una variación tan amplia, no es razonable generalizar”.

4.

En el caso de los pagos por generación de seguridad no se permite ningún retorno sobre la inversión, ni se reconocen los costos fijos: “La CREG argumenta que el operar en mérito y el recibir pagos por capacidad también cubren esta necesidad, pero tampoco es el caso / ... se debe enfatizar que el valor adecuado de retorno sobre la inversión en Colombia debe reflejar los varios riesgos pertinentes. Un costo de oportunidad en el rango 15% a 20% de interés anual debería ser el adecuado”. adecuado”.

La conclusión general del consultor es la siguiente: “Con base en el análisis de costos internacionales y costos locales arriba presentado, se conceptúa que hay defectos múltiples y graves tanto en los precios unitarios definidos en las resoluciones de la CREG 034, 038 y 094 de 2001 como en la forma y filosofía de su aplicación”. De igual manera, se adjuntan comentarios del consultor sobre los siguientes dos puntos: a.

El análisis de costos de las plantas térmicas realizado por la UPME, el cual sirvió de base a la CREG para justificar los costos de operación y mantenimiento establecidos en la Resolución 034. Sobre el particular, el consultor concluye: “ En resumen se puede ver que el análisis de la UPME no tiene ni un dato sustentado de costos de operación y mantenimiento y sus resultados entonces no tienen validez”.

b.

El análisis del cálculo cálcu lo realizado por la CREG sobre los costos de arranque – parada. Sobre el particular, el consultor concluye lo siguiente:

ESTUDIO TÉCNICO SOBRE COSTOS DE GENERACIÓN DE PLANTAS TÉRMICAS EN COLOMBIA PARA SOPORTAR EL EXPEDIENTE 7728

19 de abril de 2002

1

ANTECEDENT ANTECEDENTES ES............. .......................... ........................... ............................ ............................ ........................... ........................... ............................ ............................ ..................2 ....2 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

2

CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS DE LAS CENTRALES TÉRMICAS TÉRMICAS EN COLOMBIA COLOMBIA ....................... ............ ................5 .....5 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9

3

COSTOS U NITARIOS R ECONOCIDOS .......................................... ............................ ............................ ............................ .......................30 .........30 ECONOCIDOS............................ COSTOS I NTERNACIONALES DE ARRANQUE Y PARADA ............................ .......................................... ............................ .....................30 .......30 FORMULA DE R ECONCILIACIÓN ......................................... ............................ ............................ ............................36 ..............36 ECONCILIACIÓN POSITIVA ........................... FACTORES COLOMBIANOS PERTINENTES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................36 ..............36 CAP DE PLANTAS COLOMBIANAS............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ .........................37 ...........37 CONCLUSIONES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .........................38 ...........38

OTROS COSTOS DE GENERACION............................................................................................40 6.1 6.2

7

COSTOS U NITARIOS R ECONOCIDOS .......................................... ............................ ............................ ............................ .......................19 .........19 ECONOCIDOS............................ COSTOS I NTERNACIONALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ............................ .......................................... ....................19 ......19 COSTOS DE OPERACIÓN A CARGA O TIEMPO PARCIAL ........................... ......................................... ............................ .......................23 .........23 FACTORES COLOMBIANOS PERTINENTES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................27 ..............27 COM DE PLANTAS COLOMBIANAS ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ .......................28 .........28 CONCLUSIONES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .........................29 ...........29

COSTOS VARIABLES DE ARRANQUE Y PARADA.................................................................30 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6

6

COSTOS U NITARIOS R ECONOCIDOS .......................................... ............................ ............................ ............................ .......................17 .........17 ECONOCIDOS............................ COSTOS DE OPERACIÓN A CARGA PARCIAL ........................... ......................................... ............................ ........................... .........................17 ............17 USO DE COMBUSTIBLES SECUNDARIOS ........................... ......................................... ............................ ............................ ........................... ..................18 .....18 CONCLUSIONES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .........................18 ...........18

COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO.............................................19 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6

5

GENERAL. .......................... ........................................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .......................5 .........5 ESTADO GENERAL DE LAS CENTRALES TÉRMICAS EN COLOMBIA ........................... ......................................... .......................5 .........5 CENTRALES DE VAPOR ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ ................7 ..7 TURBINAS DE GAS PARA SERVICIO PESADO ............................ .......................................... ............................ ........................... ...........................8 ..............8 TURBINAS DE GAS AERODERIVADAS ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ .........................9 ...........9 CONSUMOS TÉRMICOS ESPECÍFICOS ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ .........................9 ...........9 ARRANQUES Y PARADAS ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ .........................11 ...........11 EDAD DE PLANTA E HISTORIA DE OPERACIÓN ........................... ......................................... ............................ ............................ .....................14 .......14 EFECTOS DE VARIACIONES EN COMBUSTIBLE ............................ .......................................... ............................ ............................ .....................15 .......15

COSTOS DE COMBUSTIBLE Y TRANSPORTE ...................... ........... ..................... ..................... ...................... ..................... ..................17 ........17 3.1 3.2 3.3 3.4

4

PROPÓSITO DEL DICTAMEN ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ .......................2 .........2 GENERACIÓN DE SEGURIDAD ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ........................... ....................2 .......2 COSTOS U NITARIOS R ECONOCIDOS ..................................2 ........2 ECONOCIDOS POR LAS R ESOLUCIONES ESOLUCIONES DE LA CREG .......................... FÓRMULA DE R ECONCILIACIÓN ......................................... ............................ ............................ ............................ ................3 ..3 ECONCILIACIÓN POSITIVA ........................... CUBRIMIENTO DE COSTOS............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ .........................3 ...........3 TASA R EPRESENTATIVA .......................................... ............................ ............................ ............................ ..................3 ....3 EPRESENTATIVA DEL MERCADO ............................ GENERACIÓN DE SEGURIDAD EN COLOMBIA............................ .......................................... ............................ ............................ .........................3 ...........3 METODOLOGÍA DEL PRESENTE ESTUDIO ........................... ......................................... ............................ ............................ ............................ ..................4 ....4

COSTOS U NITARIOS R ECONOCIDOS .......................................... ............................ ............................ ............................ .......................40 .........40 ECONOCIDOS............................ CONCLUSIONES ............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ ............................ .........................40 ...........40

COSTOS TOTALES DE GENERACION.......................................................................................41 7.1 7.2 7.3 7.4

PRINCIPIOS DE CALCULO............................ .......................................... ............................ ............................ ............................ ............................ .........................41 ...........41 VARIABILIDAD DE CONDICIONES Y COSTOS........................... ......................................... ............................ ........................... .........................42 ............42 R ESUMEN .......................................... ..................42 ....42 ESUMEN DE COSTOS TOTALES EN COLOMBIA POR TECNOLOGÍA ............................ R ETORNO .......................................... ............................ ............................ .......................42 .........42 ETORNO ADECUADO SOBRE LA I NVERSIÓN ............................

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Estudio Técnico Sobre Generación

1

ANTECEDENTES

1.1

Propósito del Dictamen El propósito de este Dictamen es el de identificar las características de las plantas térmicas que operan en Colombia; determinar la estructura de costos de las plantas de generación térmica para los diferentes tipos de tecnología, niveles de operación y tipos de combustible que consumen y comparar los costos por tipo de tecnología determinados con los valores reconocidos por las resoluciones de la CREG 034, 038 y 094 de 2001 y establecer si mediante su aplicación se remuneran en forma adecuada y completa los costos específicos en que incurren los agentes cuando son llamados a generar por razones de seguridad enmarcados dentro del funcionamiento del mercado y de la probabilidad de despacho de las plantas térmicas en el sistema colombiano.

1.2

Generación de Seguridad El generar por razones de seguridad dentro del sistema colombiano se debe considerar como de gran valor para el país. Normalmente, generar bajo estas condiciones evita el desabastecimiento de la demanda de los consumidores (racionamiento), a veces de regiones enteras del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Estudios internacionales del costo económico de no abastecer la demanda de energía eléctrica (costo de racionamiento) estiman que, aun para países en desarrollo, el valor asciende por encima de un Dólar Estadounidense por cada kilovatio-hora. Los precios aquí analizados para recompensar la producción de un servicio de tan alto valor son extremadamente inferiores al valor al País de dicho servicio. También se debe reconocer que, dada la frecuencia y magnitud de las instrucciones a los generadores térmicos a operar por razones de seguridad, las condiciones de crecimiento débil o negativo de la demanda nacional y de condiciones hidrológicas que implican la preponderancia de generación hidroeléctrica, generar por seguridad representa una proporción significativa de la actividad de generación térmica en Colombia.

1.3

Costos Unitarios Reconocidos por las Resoluciones de la CREG Las resoluciones de la CREG 034, 038 y 094 de 2001 esta compuesto por los valores de los costos unitarios variables reconocidos. (a)

Costo de Suministro de Combustible (CSC)

(b)

Costo de Transporte de Combustible (CTC)

(c)

Costo de Operación y Mantenimiento (COM) 2

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1.4

(d)

Costo de Arranque-Parada (CAP)

(e)

Otros Costos Variables (OCV)

Fórmula de Reconciliación Positiva Otro elemento del sistema de pago por generación de seguridad es la Fórmula de Reconciliación Positiva: PR = Mínimo ( [CSC + CTC + COM + OCV] + CAP/GSA; Precio de Oferta) Aun en el caso de que los costos unitarios reconocidos aparentemente cubran los costos variables de los generadores, al aplicar la Fórmula puede resultar que el pago no los cubre.

1.5

Cubrimiento de Costos Para verificar que la forma de pago contemplado en la Resolución 034 en realidad cubre los costos reales de los generadores, es necesario comprobar lo siguiente para cada tecnología y tamaño: (a)

Que los índices reflejan los costos unitarios para cada circunstancia;

(b)

Que la Fórmula de Reconciliación Positiva permite cubrir los costos totales de operación;

También hay que verificar si los pagos permiten cubrir los costos fijos de los generadores y tener una rentabilidad adecuada sobre su inversión.

1.6

Tasa Representativa del Mercado Para el propósito del presente informe, la tasa de cambio (Tasa Representativa del Mercado, TRM) usado es de Pesos Colombianos 2291,18 por US$, correspondiendo a la información del Banco de la República el 31 de diciembre de 2001.

1.7

Generación de Seguridad en Colombia La generación de seguridad es la generación requerida para dar confiabilidad, seguridad y estabilidad al Sistema Interconectado Nacional, dentro de los límites técnicos estandarizados de calidad y confiabilidad. En un Sistema Interconectado radial como el Colombiano en el cual existen grandes centros de generación en unas áreas específicas y grandes centros de consumo en otras, y estos están interconectados por líneas de transmisión, es necesaria una generación de seguridad en cercanía a los centros de consumo que le permita al sistema funcionar dentro de estándares de calidad y confiabilidad dadas las restricciones de las redes. 3

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Esta generación de seguridad puede ser provista por cualquier generador sin importar su tecnología (hídrica o térmica) ya que lo importante es su ubicación geográfica o estratégica a los centros de consumo. Al introducir las reglas del mercado, se hizo una clara diferenciación a la generación requerida por seguridad o por restricciones de las redes, asignando estas a la generación que se encuentra fuera del despacho ideal (generación por mérito de precios), ya que la porción de generación de seguridad que entra en el ideal desaparece al generar por mérito. La generación fuera de mérito corresponde entonces a una generación relativamente costosa (pero no ineficiente) pero que el sistema requiere para cumplir con lo estipulado en las leyes 141 y 142 de 1991. El problema de la generación por restricciones ha existido desde los inicios del mercado, sin embargo su magnitud no era considerable con respecto a la magnitud del mercado. Con el recrudecimiento de los ataques a la infraestructura eléctrica Nacional, el problema pasó de ser coyuntural a ser un problema estructural dada la magnitud de las restricciones y el carácter permanente de las mismas: más de dos años con el sistema fraccionado.

1.8

Metodología del Presente Estudio La metodología del presente estudio es lo siguiente. (a)

Investigar en detalle las características técnicas de plantas térmica en Colombia y sus costos de combustible, operación y mantenimiento, entre otros.

(b)

Investigar en los costos de combustible, operación y mantenimiento y arranques y paradas, entre otros de plantas internacionales.

(c)

Comparar los costos definidos por la CREG para generación de seguridad con los costos internacionales y nacionales.

(d)

Conceptuar sobre si los costos definidos por la CREG remuneran a los generadores adecuadamente.

El equipo de estudio incluye expertos en generación eléctrica térmica tanto en el ámbito internacional como el nacional. Las fuentes de datos son indicadas, en forma explicita normalmente o genérica cuando las condiciones de confidencialidad lo obligan, y las opiniones cuentan con el total respaldo de la Consultora reconocida Power Planning Associates Ltd. de Inglaterra.

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2

CARACTERÍSTICAS DE LAS CENTRALES TÉRMICAS EN COLOMBIA

2.1

General. Las centrales térmicas en Colombia utilizan principalmente carbón o gas natural. Los combustibles líquidos (Diesel, Fuel Oil No. 6, entre otros) son utilizados como combustibles alternos. Las tecnologías utilizadas pueden clasificarse en los siguientes grupos:

2.2

o

Centrales de vapor, utilizando carbón o gas natural

o

Turbinas de gas para servicio pesado en ciclo simple

o

Turbinas de gas para servicio pesado en ciclo combinado

o

Turbinas de gas aeroderivadas (Ciclo STIG)

Estado general de las centrales térmicas en Colombia Las unidades de las centrales térmicas actualmente integradas al Sistema Interconectado Nacional han sido instaladas en un lapso de 40 años.

Centrales a vapor Unidad

Año de instalación

Capacidad efectiva Neta,MW

Paipa 1

1962

28

Carbón

Paipa 2

1975

68

Carbón

Paipa 3

1981

68

Carbón

Paipa 4

1999

150

Carbón

Yumbo 3

1962

29

Carbón

Zipa 2

1964

35

Carbón

Zipa 3

1976

62

Carbón

Zipa 4

1981

62

Carbón

Zipa 5

1984

63

Carbón

5 27/11/02 20119

Combustible


Barranca 1

1969

12

Fuel Oil/Gas.Natural

Barranca 2

1969

12

Fuel Oil/Gas Natural

Barranca 3

1972

63


Cartagena 1 y 2

1977

Cartagena 3

1980

Barranquilla 3 y4

1980

Guajira 1

1983

151

Carbón/Gas Natural

Guajira 2

1987

151

Carbón/Gas Natural

Tasajero

1984

155

Carbón

69/50


66 64/65


Turbinas de Gas - Ciclo simple Unidad



Palenque

1971

14

Gas Natural

Barranca 4

1978

30

Gas Natural

Barranca 5

1982

20

Gas Natural

Flores 2

1996

150

Gas Natural

Flores 3

1998

99

Gas Natural

Meriléctrica

1998

150

Gas Natural

Candelaria 1 y2

2000

150/150

6 27/11/02 20119

Combustible

Gas Natural


Turbinas de gas - Ciclo Combinado Unidad



Flores 1

1993

150 750

Combustible Gas Natural

Tebsa-750 MW

1996-1998

Termovalle

1998

210

Gas Natural

Termoemcali

1999

233

Gas Natural

Termocentro

1997 CS - 2000 CC

285

Gas Natural

Termosierra

1998 CS - 2001 CC

470

Gas Natural

Gas Natural

Turbinas de gas aeroderivadas Unidad


Proeléctrica 1 y2

1994

Termodorada

1997

Capacidad efectiva Neta,MW 45 45

Combustible

Gas Natural - STIG Gas Natural

Las unidades del sistema se encuentran en general en buenas condiciones. Las unidades más antiguas tienen una menor eficiencia, correspondiente a la tecnología de su época, pero su mantenimiento ha sido bueno. Las centrales con unidades más recientes, y en especial las turbinas de gas, siguen estrictamente los programas de inspecciones y mantenimientos recomendados por los fabricantes. De igual forma, las eficiencias de las unidades se encuentran dentro del rango normal para máquinas de tecnologías y edades similares en otros países.

2.3

Centrales de vapor Existen en el sistema centrales de vapor que utilizan carbón como combustible básico (Termopaipa 1, 2, 3 y 4, Termozipa 2, 3 4 y 5, Termotasajero) y otras que normalmente utilizan gas natural (Termoguajira 1 y 2, Termobarranquilla 3 y 4, 7

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Termocartagena 1, 2 y 3, Termobarranca 1, 2 y 3). Estas últimas están en condiciones de operar con combustibles alternos, carbón en el caso de Termoguajira y Fuel Oil No. 6 en el caso de Termobarranquilla 3 y 4, Termocartagena 1,2 y 3 y Termobarranca 1, 2 y 3. La eficiencia a plena carga de las centrales a vapor del sistema varía desde 30% para las unidades más antiguas hasta 37% para las más recientes. Las unidades de vapor son de arranque lento, debido a que antes de poder comenzar a rodar la turbina, se requiere obtener determinadas condiciones de presión y temperatura del vapor. Las calderas a carbón se prenden utilizando combustibles alternos, y el cambio al combustible principal se puede hacer cuando ya la unidad se encuentra sincronizada y generando hacia la red. Para un arranque en frío, las centrales a vapor pueden tomar de 12 a 15 horas para poder llegar a su nivel de carga máxima. Este tipo de centrales, dado su arranque lento, no está sometido durante el arranque y la parada a esfuerzos muy diferentes de los que se presentan durante su operación normal. Por lo tanto, en este caso el criterio para determinar los períodos de mantenimiento está regido principalmente por las horas de operación.

2.4

Turbinas de gas para servicio pesado A partir de 1993, la mayor parte de la generación térmica adicionada al sistema colombiano ha sido con centrales que utilizan turbinas de gas, dado su menor tiempo de instalación y más bajo costo de inversión. Existen turbinas para servicio pesado tanto en ciclo simple (Termoflores 2 y 3, Meriléctrica, Termocandelaria, Barranca 4 y 5, Palenque) como en ciclo combinado, en el que parte del calor de los gases de escape es aprovechado para producir vapor y accionar una turbina de vapor (Termoflores 1, Bloque de 750 MW de Tebsa, Termovalle, Termoemcali, Termocentro, Termosierra). La eficiencia de estas unidades, operando en ciclo simple, va desde 27% para las unidades más antiguas, hasta 35% para las más recientes. Las unidades que operan en ciclo combinado tienen eficiencias entre el 47 y el 51%. Debe hacerse la distinción entre las turbinas de tecnología tradicional, denominada por los fabricantes como D o E, en la que la temperatura de los gases a la entrada de la turbina se mantenía alrededor de 1100 ºC, y la nueva tecnología F, en la que la temperatura de gases se ha aumentado hasta cerca de 1300 ºC, con el consiguiente aumento en los costos de operación, mantenimiento y arranques. Las centrales con turbinas de gas en ciclo simple son de arranque rápido, pudiendo llegar a su máxima carga, en un arranque en frío, en 20 a 30 minutos. Este rápido arranque, sumado a las altas temperaturas de los gases a la entrada de 8

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las turbinas, hace que el criterio para determinar los intervalos entre mantenimientos sea el de horas equivalentes de operación o número de arranques. Según cada fabricante, las horas equivalentes de operación correspondientes a un arranque normal están entre 20 y 30. Además, existen situaciones tales como arranques rápidos de emergencia o disparos de la unidad con carga que pueden corresponder a horas equivalentes de operación sensiblemente más altas, debido a los esfuerzos térmicos a que se ven sometidos los componentes que están sujetos a altas temperaturas. Las centrales de ciclo combinado, debido a la existencia del ciclo de vapor, requieren un tiempo más largo para el arranque, 6 a 7 horas.

2.5

Turbinas de gas aeroderivadas Las turbinas de gas aeroderivadas son unidades muy compactas, generalmente de varios ejes, uno de los cuales puede operar hasta a 10.000 rpm (contra 3.600 rpm de las turbinas para servicio pesado). Además, estas turbinas tienen una relación de compresión de aproximadamente el doble de las de servicio pesado. Actualmente operan en el sistema dos centrales con turbinas aeroderivadas, Proeléctrica y Temodorada. La central de Proeléctrica opera en el ciclo denominado STIG (Steam Injected Gas Turbine), en el cual se recupera calor de los gases de escape generando vapor que es inyectado a la turbina de gas con lo cual se eleva su eficiencia, de un 35% en ciclo simple, a aproximadamente 42% en ciclo STIG. Las turbinas de gas aeroderivadas son máquinas ampliamente usadas para cubrir picos o como unidades de emergencia. Sin embargo, cuando son utilizadas para servicio continuo, dadas sus especiales características de diseño, requieren un mantenimiento más frecuente.

2.6

Consumos térmicos específicos Las turbinas de gas en ciclo simple tienen eficiencias, para los modelos más recientes, entre 32 y 35%, que en términos de consumo térmico específico (Heat Rate), corresponden a 10.666 y 9.151 Btu/kWh (LHV) respectivamente. Estas eficiencias son las garantizadas por los fabricantes en las condiciones ambientales normales (ISO), de 15 ºC temperatura ambiente, nivel del mar y 60% de humedad relativa. Un aumento en la temperatura ambiente o en la altura sobre el nivel del mar hace disminuír tanto la eficiencia como la potencia de la unidad. Las condiciones ISO no se pueden conseguir en zonas tropicales, ya que a nivel del mar la temperatura media en Colombia está entre 28 y 30 ºC. Por otra parte, para lograr una baja temperatura ambiente sería necesario instalar la unidad a una considerable altura sobre el nivel del mar, con lo cual se afectan aún más la eficiencia y la potencia. Puesto que estos parámetros se afectan en mayor grado 9

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por la altura sobre el nivel del mar que por la temperatura ambiente, este tipo de unidades se instala a la menor altitud posible. La mayor parte de estas unidades en el país se ha instalado en la costa o en el Magdalena Medio, en donde la pérdida en eficiencia llega a ser del 10%. La operación a carga parcial afecta considerablemente la eficiencia de estas unidades. En la curva que se presenta a continuación se muestra la variación en el Heat Rate de una turbina de gas en ciclo abierto de una capacidad de 150 MW, Tecnología F, instalada a nivel del mar. Puede observarse que el Heat Rate, al operar la unidad a 40 MW (27% de su capacidad máxima), se incrementa en un 62%. En el caso de las turbinas de gas en ciclo combinado, aunque su eficiencia a plena carga es aproximadamente un 50% superior a las que operan en ciclo simple, su consumo de combustible (Heat Rate) al operar a cargas parciales se deteriora en forma similar. . CONSUMO TÉRMICO ESPECÍFICO DE UNA TURBINA DE GAS EN CICLO SIMPLE 150 MW 18,000 16,000 h W14,000 k / u 12,000 t B

10,000 8,000 0

10

20

30

40

50

60

70

80

90 100 110 120 130 140 150

MW

Las centrales a vapor no son tan sensibles a la altura sobre el nivel del mar, ya que, a diferencia de las turbinas de gas, no son equipos normalizados sino que se diseñan específicamente para las condiciones del sitio, pudiendo operar económicamente a altas elevaciones (Termopaipa y Termozipa). Por otra parte, para esta tecnología, tanto operando a carbón como con combustibles líquidos o gaseosos, la influencia del nivel de carga en el consumo específico de combustible es inferior a la que se presenta en las turbinas de gas. En el gráfico siguiente se puede observar, para una unidad a carbón de 70 MW, 10 27/11/02 20119


cómo al reducir el nivel de carga a 20 MW (29% de su máxima capacidad) su consumo térmico específico se incrementa en solamente un 12%. CONSUMO TÉRMICO ESPECÍFICO DE UNA UNIDAD A CARBÓN 70 MW 10.400 10.200 h 10.000 W 9.800 k / u 9.600 t B 9.400 9.200 9.000 0

10

20

30

40

50

60

70

MW

2.7

Arranques y paradas Las turbinas de gas en ciclo simple son las unidades de más rápido arranque, pudiendo ser arrancadas y llevadas a su plena carga en tiempos tan cortos como 20 minutos, tal como se ilustra en la siguiente curva de arranque en frío para una turbina de gas de 100 MW de capacidad. Esto hace que el consumo de combustible durante el arranque sea relativamente bajo. TURBINA DE GAS EN CICLO SIMPLE 100 MW Curva de arranque en frío 4000

120

3500

100

3000 80

2500

rpm

m2000 p r

MW

1500

60

W M

40

1000 20

500 0

0 0

100

200

300

400

500

600

700

800

900 1 000 1100 1200

segundos

11 27/11/02 20119


Sin embargo, el hecho de llevar la máquina desde su estado frío hasta temperaturas que, en los diseños más recientes, pueden llegar a 1300 ºC (temperatura de los gases a la entrada de la turbina), somete a las zonas más calientes de la turbina a esfuerzos térmicos muy elevados, que inciden directamente en la vida útil de los componentes y acortan los ciclos de mantenimiento. En general, los fabricantes de este tipo de turbinas fijan en 48000 horas de operación normal el ciclo entre mantenimientos mayores (Ver Anexo Service Bulletin 36803 de Siemens Westinghouse), los que incluyen el reemplazo de todas las partes calientes de la turbina, incluyendo los álabes de la misma. Además, en períodos que no sobrepasan las 8000 horas, es necesario efectuar inspecciones para reemplazar las partes que pudieran encontrarse afectadas. Para las turbinas aeroderivadas este ciclo de mantenimientos mayores se reduce a 25000 horas. El hecho de someter a las turbinas a frecuentes arranques y paradas acorta estos ciclos, de manera tal que el criterio para determinar la frecuencia de los mantenimientos sea determinado por el número de arranques y no por las horas normales de servicio. Algunos fabricantes fijan el número de arranques entre mantenimientos mayores, o sea un ciclo completo, en 1600 (Ver Anexo Siemens Westinghouse), o sea que a cada arranque se la da la equivalencia de treinta horas de operación continua. Otros factores que acortan el ciclo son los arranques rápidos de emergencia, así como los disparos instantáneos, especialmente si se producen estando la unidad operando a su máxima potencia. Las centrales de ciclo combinado, que constan de un ciclo de turbina de gas más un ciclo de vapor en el que se aprovecha calor de los gases de escape de la turbina de gas es relativamente más lento en su arranque. Aunque la turbina de gas puede comenzar a generar rápidamente, el ciclo de vapor requiere comenzar a calentar el agua hasta su temperatura de ebullición, evaporarla y llevar el vapor a las condiciones exigidas a la entrada de la turbina de vapor. La curva siguiente muestra el proceso de arranque en frío para un ciclo combinado de 150 MW, en el cual se requieren siete horas para poder llegar a la máxima potencia del ciclo.

12 27/11/02 20119


CENTRAL EN CICLO COMBINADO 150 MW Curva de Arranque en Frío 150 140 130 120 110 100 w 90 M - 80 a g r 70 a 60 C 50 40 30 20 10 0 0

60 118 120 128 160 164 180 240 300 314 328 355 360 388 420

Tiempo-MIn

Las centrales de vapor que operan con carbón son las que requieren un mayor tiempo para su arranque. Normalmente son iniciadas con un combustible líquido liviano (Diesel), mientras se empieza a producir vapor a una temperatura suficiente para precalentar un combustible pesado más económico (Fuel Oil No.6). El cambio al combustible principal, carbón, se efectúa cuando ya la turbina tiene una carga suficiente para poder mantener una combustión estable en los quemadores de carbón, o sea que todo el proceso de arranque. A continuación se presenta la curva de arranque en frío de una central a carbón de 160 MW. Puede apreciarse que solamente después de seis horas de calentamiento con combustibles líquidos se puede comenzar a rodar la turbina, la que se sincroniza después de nueve horas. El proceso de aumento de carga hasta llegar a su máximo nivel se completa 15 horas después de iniciado el arranque.

13 27/11/02 20119


CENTRAL A CARBÓN 160 MW Arranque e n frío 4000

180

3500

160

3000

140 120

2500 m2000 p r 1500

rpm

MW

100 80

W M

60

1000

40

500

20

0

0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 1 0 11 12 13 14 15 16 17

HORAS

2.8

Edad de Planta e Historia de Operación Las centrales eléctricas tienen vidas útiles finitas. La vida útil se determina por la manera en que las capacidades de “creep” y fatiga de los componentes sujetos a temperaturas y presiones altas se gastan. “Creep” es un mecanismo por el cual una elongación gradual e irreversible ocurre en metales por razones de operar a temperaturas elevadas. Una vida de diseño “creep” típica para materiales usados en plantas es 200,000 horas. Después de este periodo comienzan a desarrollarse fisuras. Si se dejan crecer, esto resulta en fallas de componentes. La fatiga ocurre por operación inestable como el arrancar, parar y operar cíclicamente. Después de un numero dado de ciclos, la fatiga también induce fisuras nuevas y extiende las fisuras actuales limitando la vida útil de los componentes. Una investigación publicada por la American Society of Mechanical Engineers1 muestra que el creep y la fatiga actúan interactivamente. Típicamente un acero de 2¼% cromo, 1% molibdeno usado extensivamente en calderas necesitaría una vida de diseño de 300,000 horas para alcanzar a 200,000 horas cuando está sujeto a un factor de fatiga de solamente 5% (i.e. 5% de la vida de diseño “creep”). Estos efectos empeoran más por la corrosión por fisuras por estrés, la severidad de cual depende de la calidad de los componentes internos y el ambiente químico2.

1

American Society of Mechanical Engineers en ASME Code Case N47

2

“The Effects of Generating Unit Age on the Cost and Performance of Coal-Fired Steam Units.” ANL/EAIS/TM-15. Policy and Economic Analysis Group, Argonne National Laboratory, USA Estudio Técnico Sobre Generación 14 27/11/02 20119

Aunque estos efectos ocurren tanto en plantas a vapor como en turbinas a gas, hay una diferencia fundamental en la manera como se maneja la vida de los componentes. Esencialmente, una planta a vapor es mucho mas masiva que las turbinas a gas pero está sujeta a temperaturas mas bajas. La filosofía para plantas a vapor es de diseñar componentes críticos para la vida útil de la planta porque el reemplazo de componentes principales de las calderas no se considera factible económicamente. Dada la temperatura mas alta de operación de las turbinas a gas (1300 ºC versus 650 ºC para vapor) esta filosofía no es factible porque las vidas de los componentes son mas cortas, típicamente 50,000 horas o menos. Entonces las turbinas a gas son diseñadas para el reemplazo completo de componentes principales al menos cuatro veces en su vida. Esta filosofía es factible porque el costo es un tercio del de plantas a vapor. Para plantas a vapor acercándose al fin de su vida útil de “creep” y fatiga de los componentes, fallas y salidas forzadas ocurren mas frecuentemente y los gastos de operación y mantenimiento y reemplazo de componentes aumentan para mantener las plantas disponibles. El punto en que esto ocurre depende de la especificación de las plantas (particularmente de materiales) y sus historias de vida en términos del numero cumulativo de ciclos de arranque/parada y adherencia a los limites de ciclos de cambio recomendados por el fabricante. Es posible diseñar una planta para ser mas capaz de soportar los efectos antes mencionados y por ende llegar a tener una vida útil mas larga – pero a un costo superior.

2.9

Efectos de Variaciones en Combustible Los diferentes tipos de carbón y sus niveles de ceniza varían mucho. Algunos tipos de carbón son muchos mas duros y abrasivos que otros y causan mas desgaste en pulverizadores y equipos de manejo y procesamiento de carbón. Un contenido alto de ceniza resultaría en cargas mayores de partículas en la caldera resultando en taponamiento y, si la ceniza es abrasiva, erosión de los tubos. Las fallas en los tubos representan hasta 30% de las salidas forzosas en las plantas a carbón. Algunos tipos de ceniza tienen puntos de fusión bajos resultando en solidificación en las superficies de los tubos resultando en salidas mas frecuentes y aumento de costos para limpieza y reparación.3 Los grados inferiores de carbón como el lignito, los cuales tienen altos niveles de ceniza y agua (hasta 50%) requieren un aumento en equipos de manejo y procesamiento de carbón y de manejo de escoria y ceniza volante. Esto no

3

“ The Flexible Operation of Large Coal and Oil Fired Units.” Tenth International Conference on Power Stations (organized by AIM, CEGB, EdF, FPE) ; Liege, Belgium, September 1989.

15 27/11/02 20119


solamente aumenta el costo de inversión de la planta sino también los costos de operación y mantenimiento consecuentes. El contenido de azufre de carbón y de petróleo puede variar entre cero y 4% o más. El azufre causa corrosión caliente de tubos de la caldera y del sobrecalentador y, combinado con el contenido de humedad de los gases de combustión, corrosión por acidez en las partes frías de la caldera. Esto resulta en vidas mas cortas para estos componentes y costos elevados de reemplazo. En turbinas a gas aun un contenido bajo de azufre (< 0.5%) acortaría significativamente el periodo entre overhauls causado por ataque en las superficies de los álabes y por ende aumenta los costos de operación y mantenimiento. Al comparar costos de operación y mantenimiento para plantas a vapor es esencial considerar los factores arriba mencionados. Es posible que dos grupos, aparentemente idénticos en la misma planta pueden exhibir costos de mantenimiento significativamente diferentes porque uno ha gastado mas de su vida útil que el otro. En conclusión se debe enfatizar que los costos de operación y mantenimiento son específicos y no es razonable generalizar ni establecer niveles de pago basado arbitrariamente en un grupo supuestamente típico. En este estudio por efecto de ilustración se hace generalizaciones, pero siempre escogiendo clases homogéneos para minimizar los errores consecuentes.

16 27/11/02 20119


3

COSTOS DE COMBUSTIBLE Y TRANSPORTE

3.1

Costos Unitarios Reconocidos Los costos de suministro y transporte de combustible (CSC y CTC) definidos por las Resoluciones de la CREG no reflejan los costos reales de los generadores térmicos en Colombia operando por seguridad bajo las siguientes condiciones.

3.2

(a)

Los costos se fijan a niveles promedios con mediciones reales del combustible a la llegada a la planta durante un mes.

(b)

El uso de un combustible secundario solamente se reconoce si su uso es declarado con anticipación.

(c)

El combustible necesita tratamiento o las condiciones de compra de combustibles causan costos elevados.

Costos de Operación a Carga Parcial La operación de plantas a carga parcial representa una disminución de eficiencia y un aumento correspondiente del costo real de generación. Los costos de suministro y transporte de combustible definidos en la Resolución 034 no cubrían estos costos reales cuando un grupo esta llamado a operar a carga parcial, pero con la Resolución 094 del 21 de junio de 2001 se ha corregido el error. Sin embargo al operar en una combinación de carga plena en mérito y carga parcial fuera de mérito se puede mostrar que no se cubren los costos. (Ver ejemplo.) EJEMPLO Un generador TG 100MW genera por restricciones la mitad del período (mes) y genera en mérito a plena carga el resto. Generación Restricciones MW 45 Generación Por Mérito MW (Máxima Generación Ideal) 91 Eficiencia Plena Carga MBTU/MW 6 Eficiencia A Media Carga MBTU/MW 10 Consumo Combustible Plena Carga MBTU/hora 455 Consumo Combustible Media Carga MBTU/hora 545 Consumo De Combustible Total MBTU/hora = 1000 Eficiencia Promedio MBTU/MW = Consumo Total/ Gen Total = 7.33 Precio Del Gas (USD/MBTU) 1.15 CSC USD = precio gas * eficiencia promedio * generación restricciones = 383 Costo Real USD = gen restricciones*eficiencia media carga* precio gas = 523 DIFERENCIA - USD por medio mes = 365 horas

17 27/11/02 20119

US$ 50 879


Si bien la fórmula de la Resolución cubre estos costos en los casos en que el generador opera a plena carga o a carga parcial constantemente, es la forma de su aplicación la que no permite que se cubran los costos. Al pagar el mínimo entre el Precio Ofertado (PO) y el Precio de Reconciliación Positiva (PR), se puede limitar la recuperación de los costos reales, sobre todo cuando hay una expectativa de un despacho a mayor carga.

3.3

Uso de Combustibles Secundarios Normalmente el combustible principal es el mas económico y la razón para cambiar al combustible secundario se debe principalmente al desabastecimiento imprevisto. Los costos de operar usando un combustible secundario no se reconocen ya que se requiere para ser remunerado que el generador notifique su uso a las autoridades con anticipación. Por esta razón las condiciones vigentes no permiten estos costos debidamente justificables. EJEMPLO 100MW TG opera con gas natural a CSC = US$30/MWh CTC = US$10/MWh Recibe instrucciones de dejar de generar con gas por falta de presión. 100MW TG opera con Diesel a CSC = US$50/MWh CTC = US$0/MWh Recibe en 24 horas US$96 000 Costo en 24 horas US$120 000, entonces pierde US$24 000 en el día.

3.4

Conclusiones Las Resoluciones relacionadas con los costos de suministro y transporte de combustible (CSC y CTC) no reflejan los costos reales de los generadores térmicos en Colombia operando fuera de mérito por razones de seguridad bajo las siguientes condiciones. No se los cubre en las condiciones de una mezcla de operación a carga plena en mérito y carga parcial fuera de mérito. Ni se los cubre con el uso de un combustible secundario bajo las circunstancias típicas del caso, de no poder avisar con anticipación de algo imprevisto como falta de presión en el Gasoducto. Tampoco se los cubre cuando el combustible necesita tratamiento o las condiciones de compra de combustibles causan costos elevados. 18

27/11/02 20119


4

COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

4.1

Costos Unitarios Reconocidos El costo variable de operación y mantenimiento (COM) reconocido por las mencionadas Resoluciones de la CREG para plantas térmicas en Colombia operando fuera de mérito por razones de seguridad son los siguientes:

Tipo de planta Gas Carbón Otros 4.2

Pesos/MWh 5 150 10 559 7 855

US$/MWh 2.25 4.61 3.43

Costos Internacionales de Operación y Mantenimiento

4.2.1 General Los costos de operación y mantenimiento dependen de variables tales como: •

Tipo de planta

•

tamaño de planta

•

tipo y calidad de combustible

•

criterio de diseño (de base o de operación intermitente)

•

modo de operación (de base o de operación intermitente)

•

edad e historia de operación

•

ubicación física de la planta

Dada la gran diversidad de factores, no es correcto generalizar sobre costos de operación y mantenimiento. Para conceptuar con un grado aceptable de confianza, se necesita hacer referencia a los factores específicos de la planta, su combustible y las condiciones de operación y del ambiente en que opera. 4.2.2 Plantas a Vapor: Carbón El carbón, en el mejor de los casos, es un combustible difícil de manejar y quemar. Los costos de capital para plantas a carbón son 30% a 50% mas altos que los para plantas a petróleo o gas natural, dado el costo de almacenamiento, transporte interno y procesamiento de carbón, así como del manejo y disposición de los desechos. Cada elemento afecta los costos de operación y mantenimiento. La magnitud de estos costos se determina por la calidad del carbón y la calidad y características de la ceniza. El añadir la desulfurización de los gases de escape (“flue gas desulphurisation” en inglés) puede aumentar los costos aun más. 19 27/11/02 20119


Un análisis de los costos de operación y mantenimiento de plantas de carbón a nivel internacional refleja estas variaciones. El Gráfico 4.1 representa datos de los EE UU, Canadá, Reino Unido, Europa y África4. Se ha superimpuesto una curva de regresión mostrando la correlación entre costos de operación y mantenimiento y tamaño de generador. Claramente los factores arriba mencionados predominan. Los datos presentados son para operación y mantenimiento total, escalados a niveles del año 2002. Las plantas operan entre de base y de mérito mediano, y con carbón de un rango amplio de calidad. La edad de las plantas varia entre 10 y 35 años e incluye plantas sub-criticas y súper-criticas. 6 5

h W M / 4 $ S U 3 M y O o 2 t s o C

1 0 0

100

200

300

400

500

Capacidad - MW

Gráfico 4.1. Costos de Operación y Mantenimiento para Plantas a Carbón Los niveles de costos variables de operación y mantenimiento de la Resolución 034, COM de US$ 4.61/MWh se encuentran cerca del promedio del Gráfico 4.1, para grupos del tamaño de generador existente en Colombia. El análisis no incluye centrales a carbón con calderas de lecho fluidizado (Fluidized Bed Combustión) ni centrales de gasificación integrada (IGCC) puesto que en Colombia no se cuenta con ninguna de estas dos tecnologías.

4

Los datos presentados son reales, usados por generadores en los países indicados. El Asesor tuvo acceso a ellos bajo estrictos acuerdos de confidencialidad y entonces, no se puede indicar fuentes específicas.

20 27/11/02 20119


4.2.3 Plantas a Gas Natural (a)

Turbinas a Gas Ciclo Combinado

La mayoría de plantas a gas natural instaladas durante la década pasada ha sido de la forma de Turbinas a Gas Ciclo Combinado (CCGT, por sus siglas en inglés, o TGV en español). Cuando se dispone de gas natural limpio, este diseño representa el costo de inversión más bajo y la eficiencia mayor. El gráfico 4.2 muestra los resultados de un estudio de costos de operación y mantenimiento para plantas CCGT en el Reino Unido, Europa, África y Asia5. OyM para Plantas a Gas TGV - internacional 6 h 5 W M / $ 4 S U 3 M y O o 2 t s o C 1

0 0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Capacidad - MW

Gráfico 4.2. Costos de Operación y Mantenimiento para Plantas a Gas Comparando las curvas de regresión, se observa que los costos son similares a los de plantas a carbón. Un contrato de mantenimiento para un CCGT de diseño “F” de 385MW puede costar entre US$ 60M y US$ 100M para un ciclo de mantenimiento de 48000 horas de operación (6 años a factor de capacidad de

5

“The Need for Hinkley Point “C” to Help Meet Capacity Requirement and the Non-Fossil-Fuel Proportion Economically” – Addendum 5, Proof of Evidence CEGB 4, Central Electricity Generating Board evidence to the Hinkley Point “C” Power Station Public Enquiry, September 1988.

21 27/11/02 20119


90%). Aunque éste es un tipo de turbina más o menos estandarizado, todavía hay un rango amplio de costos de operación y mantenimiento a nivel internacional. Entre las razones se encuentran las siguientes. Típicamente una planta CCGT de 385MW puede tener a) dos turbinas a gas con dos calderas alimentando una sola turbina a vapor o, b) turbinas a gas y a vapor acoplados en el mismo eje. Una planta de un solo eje tendría costos de operación y mantenimiento menores. La capacidad de una turbina a gas depende de las condiciones ambientales. Por lo tanto, al operar en un clima cálido se causarían costos mas altos de operación y mantenimiento cuando estos costos están expresados por MWh. En todo caso, el valor dado del COM, US$ 2.25/MWh para turbinas a gas se encuentra muy por debajo del valor esperado de US$ 3.50/MWh para plantas de 300MW a 700MW CCGT. (b) Turbinas a Gas Ciclo Simple Las turbinas a gas de ciclo simple generalmente se ajustan a los mismos diseños de las plantas de TGV (CCGT) entonces los valores de operación y mantenimiento son bastante similares. Internacionalmente las TG (OCGT) son instaladas por cubrir picos ocasionales de demanda y la falla inesperada de otras plantas. Por esta razón, no se encuentra una gran variedad de datos de costos de operación y mantenimiento variables para ellos. Datos comparables internacionales del EPRI de los Estados Unidos (no se permite publicar los datos directamente; se debe comprar el documento directamente del EPRI6) muestran que los costos variables de operación y mantenimiento de turbinas de gas a ciclo simple son parecidos a los de turbinas a ciclo combinado. (c)

Turbinas a Gas Ciclo STIG

Las turbinas de gas aeroderivadas son unidades muy compactas, generalmente de varios ejes, uno de los cuales puede operar hasta a 10.000 rpm (contra 3.600 rpm de las turbinas para servicio pesado). Además, estas turbinas tienen una relación de compresión de aproximadamente el doble de las de servicio pesado. En el ciclo denominado STIG (Steam Injected Gas Turbine), se recupera calor de los gases de escape generando vapor que es inyectado a la turbina de gas. Las turbinas de gas aeroderivadas son máquinas ampliamente usadas para cubrir picos o como unidades de emergencia. Sin embargo, cuando son utilizadas para servicio continuo, dadas sus especiales características de diseño, requieren un mantenimiento más frecuente. 6

“Technical Assessment Guide – Central Stations”, Electric Power Research Institute (EPRI), Palo Alto, California, USA

22 27/11/02 20119


Datos comparables internacionales del EPRI de los Estados Unidos (no se permite publicar los datos directamente; se debe comprar el documento directamente del EPRI7) muestran que los costos variables de operación y mantenimiento de turbinas de gas aeroderivadas ( no STIG) son parecidos a los de turbinas pesadas. La misma fuente indica que los costos de operación y mantenimiento de plantas STIG son significativamente más altos. 4.2.4 Plantas a Vapor: Gas Natural y Petróleo Los costos de operación y mantenimiento de plantas a vapor con gas natural resultan entre 20% y 30% inferiores a los de las plantas a carbón.. Los costos de operación y mantenimiento para plantas a vapor a petróleo se estiman marginalmente mayores a los de plantas a vapor a gas, dado los niveles mas altos de corrosión en las calderas, pero son al menos 15% a 25% menores que los de plantas a vapor con carbón.

4.3

Costos de Operación a Carga o Tiempo Parcial Según la Resolución 034, el COM (US$/MWh) es un valor único y constante para cada tecnología. Sin embargo, si por ejemplo una unidad es despachada al 30% de su capacidad, el costo real de operación y mantenimiento por MWh (dependiendo de horas de operación, no energía entregada) sería tres veces mayor. Una hora de operación, independientemente de la carga generada, tiene el mismo costo de mantenimiento, entonces el hecho de definir COM como $/MWh no refleja la realidad. (Vea ejemplo abajo que vale también para plantas a vapor.) EJEMPLO 100MW TG opera con gas natural a COM = US$ 2.25/MWh Recibe instrucciones de generar a una carga de 30%. Si su costo actual a plena carga es igual a US$ 2.25/MW por hora Recibe en 24 horas (24h x 30MW x $2.25/MWh) US$ 1 620 Cuesta (24h x 2.25 x 100) US$ 5 400, entonces pierde US$ 3 780 /día.

7

“Technical Assessment Guide – Central Stations”, Electric Power Research Institute (EPRI), Palo Alto, California, USA

23 27/11/02 20119


Otro problema de fijar valores únicos del costo de operación y mantenimiento por tecnología es con grupos operando de forma intermitente. El gráfico 4.3 muestra los resultados de un estudio de variación en consumo de energía para plantas de carbón operando bajo una variedad de factores de capacidad. El generador es una planta de base de 500 MW forzado a operar de forma intermitente. Los datos representan 12 años de operación. Se debe anotar que la curva no es de eficiencia a carga parcial. La reducción de eficiencia con reducción de factor de capacidad toma cuenta del efecto de arranque y ciclo de carga y se presenta no obstante la carga alta mantenida durante su operación. 36

34 a c 32 i m r e T a 30 i c n e i c i f 28 E

26

24 0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

Factor de Capacidad % Fiddlers Ferry

Ferrybridge

Gráfico 4.3. Variación en Consumo de Energía por Factor de Capacidad para una Planta a Carbón El gráfico 4.4 muestra los costos de operación relativos de una planta típica a carbón, sub-critica, para un rango de factores de carga y capacidad. Las curvas muestran costos relativos por unidad de energía al operar entre 15% y 100% para periodos diarios de 1, 4, 8 y 24 horas. Los costos incluyen consumo continuo de energía, agua y químicos pero no los costos asociados con daños de arranque y mantenimiento. Todos los costos se refieren a operación a plena carga continuamente (carga de 100% y 24 horas al día). Este juego de curvas demuestra la penalización en el costo por operar de forma intermitente y a carga parcial.

24 27/11/02 20119


400%

%300% h W M / o v i t 200% a l e R o t s o C 100%

1 hora 4 horas 8 horas 24 horas

0% 0%

20%

40%

60%

80%

100%

Carga %

Gráfico 4.4 – Costos de Operación por Factor de Capacidad/Carga: Carbón El gráfico 4.5 muestra los costos relativos a operación continua a plena carga de una turbina a gas, ciclo simple, para un rango de factores de carga y capacidad. El gráfico 4.6 muestra los costos relativos a operación continua a plena carga de una turbina a gas, ciclo combinado, para un rango de factores de carga y capacidad. Dado el arranque más largo y costoso para TGV(CCGT), las penalidades de operar por periodos cortos son aun más que los de TG. Para todas las turbinas a gas, el nivel alto de consumo de combustible para operar a baja carga (25% de plena carga) hace que el operar a cargas reducidas sea muy costoso. Los datos de este análisis vienen del estudio de 12 años de Inglaterra8.

8

Central Electricity Generating Board, Statistical Yearbooks 1975 – 1988

25 27/11/02 20119


300%

% h W200% M / o v i t a l e R o t s 100% o C


0% 0%

20%

40%

60%

80%

100%

Carga %

Gráfico 4.5 – Costos de Operación por Factor de Capacidad/Carga: TG

400%

%300% h W M / o v i t 200% a l e R o t s o C 100%


0% 0%

20%

40%

60%

80%

100%

Carga %

Gráfico 4.6 – Costos de Operación por Factor de Capacidad/Carga: TGV 26 27/11/02 20119


Otra fuente de datos internacionales9 verificados muestra el mismo efecto.

Tipo de Planta

Fijo

Variable

Total Anual OyM

US$/MW año

US$/MWh 80% fc

50% fc

US$/MWh $M Vapor-Carbón 500MW Vapor-petróleo 500MW TGV (CCGT) 385MW TG (SCGT) 250MW

US$/MWh $M

44,000

1.8

8.1

28

11.8

26

39,000

1.8

7.4

26

10.7

23

12,000

3.2

4.9

13

5.9

10

12,000

3.2

4.9

9

5.9

7

Los datos muestran la evidencia de la Comisión acerca de costos operación y mantenimiento para varias plantas. Aun si una planta grande teóricamente tiene un costo variable de operación y mantenimiento de US$ 2 por MWh para operación continua, este aumenta a US$ 6.85 para un factor de capacidad de 80% y hasta US$ 10 a un factor de capacidad de 50%. Las columnas adicionales muestran los costos en términos de US$/MWh y US$Millones asumiendo factores de capacidad anuales de 80% y 50% e indican como, aun para una planta, los costos de operación y mantenimiento pueden variar mucho con el factor de capacidad mientras que se los expresa en términos de energía. (Vea también10 )

4.4

Factores Colombianos Pertinentes Los precios internacionales reflejan el costo total de operación y mantenimiento, pero no incluyen impuestos u otros costos incurridos en Colombia, tales como el IVA y el arancel, que en promedio son de un 26%. Los costos de mano de obra y materiales básicos en Colombia son inferiores en general a los de Estados Unidos, pero los costos variables de mantenimiento de las plantas térmicas en Colombia operando por razones de seguridad dependen de contratos de recursos sofisticados del exterior.

9

Competition Commission (ex MMC) Report CM3230, 25 April, 1996 cuadro 5.1.4 http://www.competition-commission.org.uk/reports/9496.htm#95tab

10

Conference on “The Two Shifting of CCGT and Fossil Fired Steam Plant”; Steam Plant Committee, Power Industries Division, I Mech E, London, December 1995.

27 27/11/02 20119


Considerando las particulares condiciones de orden público que ha vivido el país, es importante mencionar el costo que representan las pólizas de seguros y vigilancia de las plantas de generación. Estos aumentan los gastos de operación y mantenimiento de forma significativa.

4.5

COM de Plantas Colombianas Los costos de mantenimiento en Colombia son superiores a los internacionales por razones de los impuestos, aranceles, gastos de nacionalización, vigilancia, seguros, etc. Aunque la mano de obra en el país es algo más baja que los niveles internacionales, el mayor peso en este costo lo representan los repuestos y la asistencia técnica extranjera. En los anexos COM-1 a COM-6 se presentan los costos variables de operación y mantenimiento, COM, basados en datos reales de centrales térmicas en el país. En el caso de las turbinas de gas, tanto en ciclo simple como en ciclo combinado, se han utilizado datos históricos así como datos certificados por los fabricantes para un ciclo de operación entre mantenimientos mayores, 48.000 horas de operación (Ver Anexo Siemens Westinghouse), con base en los cuales se ha calculado el COM en US$/MWh. Dentro del ciclo se incluyen los costos de los repuestos, transporte hasta el sitio, mano de obra e impuestos para los varios mantenimientos (inspección de combustores, inspección de la ruta de gases calientes, hot gas path, y mantenimiento mayor, overhaul) que hay que hacer con intervalos de 8000 horas. En el caso de las centrales a vapor que consumen carbón se han calculado, con base en datos históricos, los costos por megavatio-hora para los diferentes mantenimientos, desde el mantenimiento rutinario anual (o cada 8000 horas de operación) hasta los mantenimientos mayores (cada 40000 horas) y las remodelaciones y reparaciones necesarias en este tipo de centrales cada 120000 horas. Para las centrales con turbinas de gas aeroderivadas operando en ciclo STIG, se han utilizado los datos históricos de los contratos de mantenimiento que cubren ciclos de una duración de 25000 horas. Las cifras obtenidas son las siguientes:

Tecnología

COM, US$/MWh

Turbina de gas en ciclo simple, tecnología D

7,36

Turbina de gas en ciclo simple, Tecnología F

10,54

Turbina de gas en ciclo combinado, Tecnología D

5,79

Turbina de gas en ciclo combinado, tecnología F

8,09

Térmica a carbón

5,66

Turbina de gas, ciclo STIG

8,36 28

27/11/02 20119


4.6

Térmica a gas

4,25

Térmica a petróleo

4,53

Conclusiones Una comparación inicial de los valores publicados de COM con los nacionales y internacionales indica lo siguiente. Los precios internacionales reflejan el costo total de operación y mantenimiento, pero no incluyen impuestos u otros costos incurridos en Colombia.

Tipo de Planta

Valores Valores Valores 11 CREG - COM Internacionales Colombianos US$/MWh

US$/MWh

US$/MWh

Gas (TG) ‘D’

2.25

3.60

7.36

Gas (TG) ‘F’

2.25

3.60

10.54

Gas (TGV) ‘D’

2.25

3.60

5.79

Gas (TGV) ‘F’

2.25

3.60

8.09

Carbón

4.61

5.00

5.66

Gas (vapor)

2.25

3.75

4.25

Otros (petróleo)

3.43

4.00

4.53

Considerando los costos típicos internacionales arriba mencionados, todos los valores fijados por la CREG no cubren los costos variables de operación y mantenimiento. En adición, se ha mostrado que otros factores como el operar de forma intermitente o a carga parcial no se han tomado en cuenta al conformar la forma de pago para operación y mantenimiento.

11

Valores correspondiendo a promedios de los tipos y tamaños de plantas existentes en Colombia.

29 27/11/02 20119


5

COSTOS VARIABLES DE ARRANQUE Y PARADA

5.1

Costos Unitarios Reconocidos Los costos de arranque y parada (CAP) reconocidos por las mencionadas Resoluciones de la CREG para plantas térmicas en Colombia operando fuera de mérito por razones de seguridad son los siguientes:

5.2

Tipo de planta

US$/MW

Turbina a gas ciclo simple

32.45

Turbina a gas STIG

43.50

Turbina a gas ciclo combinado

54.54

Carbón

120.70

Gas Vapor

100.37

Costos Internacionales de Arranque y Parada

5.2.1 General Los costos directos de arranque y parada para plantas térmicas comprenden combustible, agua, lubricantes y químicos en proporciones variables dependiendo del tipo de planta. En adición a estos componentes fácilmente cuantificables se debe añadir el costo del daño causado por diferenciales de temperatura más severos durante el ciclo de arranque/parada. Este daño ocurre por razón de la fatiga metálica y “creep strain” acelerados. En particular se debe anotar que la operación cíclica, particularmente el proceso de arranque, acelera la falla de componentes resultando en un aumento en la tasa de salidas forzadas, salidas de mantenimiento mas largas y por tanto un consumo mayor de repuestos y reemplazo de componentes. Por eso es normal incluir en los pagos para arranque/parada un elemento para cubrir daños.12 Fijar un pago apropiado implica determinar el monto del daño incurrido en arrancar y el costo de arreglarlo. Se puede derivar los costos directos de arranque y parada para turbinas a gas por medio de las definiciones de los fabricantes de horas equivalentes. Típicamente, un arranque/parada es equivalente a 20 a 30 horas de operación continua. Esto constituye un método de derivar un pago basado en el costo y horas equivalentes totales en el ciclo de mantenimiento. 12

“Understand What it Really Costs to Cycle Fossil Fired Units”. Aptech Engineering Services, Power Magazine, McGraw Hill, March/April 1997

30 27/11/02 20119


Hay varias metodologías aplicadas al calculo del costo de arranque y parada para turbinas a gas. Los Anexos ABB13, Siemens Westinghouse 14 y General Electric15 presentan las metodologías usadas por los fabricantes de la gran mayoría de turbinas a gas en Colombia y el Mundo. (a)

Horas Equivalentes de Operación (EOH, asociado con Westinghouse, aunque no se usa completamente). Un arranque equivale a un número de horas de operación a plena carga y la necesidad de hacer inspecciones y mantenimientos mayores depende de la suma de horas equivalentes de operación y horas equivalentes de arranques.

(b)

Fórmula Combinada de Horas y Arranques (asociado con ABB). Se aplica una fórmula combinando las horas equivalentes de operación y de arranques para determinar las inspecciones y mantenimientos.

(c)

Independencia de Arranques y Horas de Operación (asociado con GE). Limites independientes de números de horas de operación y números de arranques fijan las inspecciones y mantenimientos.

(d)

“Discounted Cash Flow” (DCF, aplicado a los anteriores). Se descuenta una serie de costos de inspecciones y mantenimientos al valor presente, descontando también los números de eventos que los causen.

En este estudio se aplicó el método (a) por su simplicidad y transparencia. Esto significa que se calcula los costos de arranque/parada dividiendo los costos de inspecciones y mantenimientos mayores por el número total de arranques. Los costos de operación y mantenimiento variable se calculan dividiendo los mismos costos por el número de horas de operación. Ver el grafico siguiente para una descripción grafica de las metodologías. En cada caso la necesidad del mantenimiento mayor depende de llegar a su línea limite con una combinación de arranques y horas de operación. El siguiente gráfico muestra en forma diagramática las tres principales metodologías. Normalmente los costos son determinados o por el número de arranques o por las horas de operación. En tal caso las tres metodologías dan el mismo resultado. Pero cuando una planta opera aproximadamente la mitad de

13

INSPECTION DOCUMENT for Gas Turbine Type GT24/GT26, ABB/ALSTOM POWER, HCTC 690 478, Rev D, 2000 14

Service Bulletin 36803, Combustion Turbine Maintenance and Inspection Intervals, Siemens Westinghouse Power Corporation, 1999. 15

“Creating Owner’s Competitive Advantage Through Contractual Services”, Harry G Stoll, GE Power Systems, Schenectady, NY, EE UU. GER-4208, 2001.

31 27/11/02 20119


cada día es necesario recalcular su costo variable de operación y mantenimiento para evitar un doble-conteo parcial de los costos. METODOLOGIAS DE CALCULAR CAP Y COM PARA TURBINAS A GAS 1800

(c)

1600 1400 1200

(b)

s e 1000 u q n a 800 r r A

(a)

600 400 200 0 0

8,000

16,000

24,000

32,000

40,000

48,000

Horas de Operación

Para plantas a vapor el método es mas complejo y se basa en los resultados del monitoreo de condición, historia de operación de la planta y los costos cumulativos de overhaul y reemplazo por encima de los costos regulares de operación y mantenimiento. Dada la naturaleza única de las plantas a vapor, se necesita hacerlo para grupos individuales y, dado que los resultados muestran una variación amplia, no es razonable generalizar.16 Una planta operando con un turno por día y utilizando 365 arranques/paradas por año gastaría la vida útil de forma más rápida que en el caso de una planta operando continuamente. Estos costos dependen mucho de los factores específicos de la planta, su combustible y las condiciones ambientales en que opera. Por estas razones, la CREG no debería usar valores estandarizados para pagar los costos de arranque y parada para plantas térmicas operando fuera de mérito.

16

Conference on “The Two Shifting of CCGT and Fossil Fired Steam Plant”; Steam Plant Committee, Power Industries Division, I Mech E, London, December 1995.

32 27/11/02 20119


5.2.2 Plantas a Vapor: Carbón Analizando el componente de daño de costos directos de arranque y parada para plantas eléctricas, se acostumbra considerar tres tipos de condición; fría, tibia y caliente. Típicamente, un arranque frío causaría un efecto equivalente a 2 a 3 arranques calientes. Los diferentes componentes del costo de un arranque para una planta térmica a carbón para cada condición: fría, tibia y caliente están ilustrados en el gráfico 5.1. Definir los costos de arranque de turbinas a vapor a carbón es un asunto complejo. La literatura abunda en publicaciones mostrando un rango amplio de estimativos. Algunos factores claves son los siguientes. Diseño de la Planta– algunas plantas son diseñadas para operación cíclica. Típicamente ellas tienen sistemas “steam bypass” para permitir reducir temperaturas diferenciales, metales mejores para componentes críticos e inercia térmica inferior. Las plantas diseñadas para operar en la base se afectan más por los arranques y paradas. Historia de Operación– las plantas que han utilizado más su vida “creep” pueden sufrir mas daño en arranques y paradas. Tiempo Fuera de Servicio – las plantas fuera de servicio pueden sufrir corrosión que empeora la situación cuando retornan al servicio.

0 0 0 $ S U e u q n a r r A e d s o t s o C

45 40 35 30 25 20 15 10 5 Caliente Daño

Tibio Combustible

Frio Otros

Gráfico 5.1. Componentes del Costo de Arranques para Planta a Carbón 33 27/11/02 20119


Los datos más representativos para el costo de arranque y parada para turbinas a vapor a carbón son:

Tecnología

Capacidad MW

Costo de Arranque US$/MW frío caliente

vapor a carbón

150

213

106

Hay una variación entre los valores máximos y mínimos publicados que incluye la distinción entre arranques fríos y calientes. También los valores altos de costo de arranque corresponden a una situación en la que el generador calcula que el número de arranques determina la vida útil de la planta (ver la referencia17). La Resolución 034 define un valor de US$120.7/MW para el arranque de turbinas a vapor a carbón. Este es significativamente inferior al costo de arranque/parada en frío indicado. 5.2.3 Turbinas a Gas Natural (TG, TGV y STIG) Se puede derivar los costos directos de arranque y parada para turbinas a gas por medio de las definiciones de los fabricantes de horas equivalentes. Típicamente, un arranque/parada es equivalente a 20 horas de operación continua. Los fabricantes de turbinas a gas definen ciclos de mantenimiento18 definiendo inspecciones y mantenimientos mayores por medio de horas de operación. Para un ciclo de mantenimiento de 44 000 horas equivalentes y un costo de US$60M para una turbina a gas clase “F”, un arranque puede costar US$ 14 000 y un costo similar seria incurrido a la parada. Por lo tanto, los costos directos de arranque y parada para turbinas a gas debe ser entonces al menos US$ 70/MW. A este valor se debe añadir los costos de combustible, agua, lubricantes y químicos. Los precios publicados para el arranque de turbinas a gas en ciclo combinado en el Reino Unido son:

17

“Understand What it Really Costs to Cycle Fossil Fired Units”. Aptech Engineering Services, Power Magazine, McGraw Hill, March/April 1997 18

INSPECTION DOCUMENT for Gas Turbine Type GT24/GT26, ABB/ALSTOM POWER, HCTC 690 478, Rev D, 2000

34 27/11/02 20119


Tecnología TGV (CCGT) TGV (CCGT)

Capacidad MW F E

Costo de Arranque US$/MW 380 370

105 91

En el caso de turbinas a gas en ciclo abierto, el componente de daño es similar al de una planta TGV para la turbina a gas misma. La caldera y turbina a vapor también sufren daño pero de menor costo relativo. Por eso los costos de arranque por MW de capacidad representan típicamente un valor similar: US$ 103/MW aunque, como se ha establecido, es imposible generalizar de forma rigurosa. Las turbinas de diseño ‘F’ tienen costos de mantenimiento mayores que los ‘D’ y sus costos de arranque/parada son más altos. Para las turbinas aeroderivadas en ciclo STIG se adopta un criterio similar al de las turbinas de servicio pesado, con costos CAP similares. Los valores de CAP publicados por la CREG en la Resolución 034 para TG (SCGT) y TGV (CCGT) de US$ 32.45 y US$ 54.54 respectivamente son significativamente inferiores a estos costos reales internacionales. Más aun, las turbinas en Colombia son de menor tamaño y sus costos de mantenimiento por Megavatio son mayores que las grandes turbinas internacionales con sus consecuentes economías de escala.

EJEMPLO 100MW TG costo de arranque CAP = US$ 32.45/MW Recibe instrucciones en el período 12 de arrancar para generar medio día y el PR calculado no excede su precio de oferta (PO). TG cuesta US$ 184/MW para arrancar, o US$ 18 400 en total Recibe US$ 3 240, entonces pierde US$ 15 160.

5.2.4 Plantas a Vapor: Gas Natural y Petróleo Los costos de arranque de turbinas a vapor usando petróleo y/o gas natural tienden a ser levemente más bajos que los de plantas a carbón, por razones de las diferencias en la cantidad de equipos sujetos a daño durante el proceso. Particularmente, los equipos de procesamiento de carbón sufren con los arranques y paradas. También el gas natural consumido durante un arranque de una planta a gas es menos costoso que los demás combustibles. 35 27/11/02 20119


Sin embargo, las diferencias en los costos de arranque son menores que para operación y mantenimiento porque el daño mayor ocurre en las partes masivas metálicas comunes a todas las plantas a vapor. Definitivamente las diferencias caen dentro de la distribución de costos de arranque y parada para turbinas a vapor a carbón, los cuales deben ser 5-10% mayores que los de plantas a vapor con petróleo y 40-50% menores que los a gas natural de tamaños y diseños parecidos.

5.3

Formula de Reconciliación Positiva La fórmula del PR de la Resolución 034 parece estar mal redactada en cuanto al cálculo correspondiente al CAP. Realmente debería ser. (CAP x MW disponibles) / MWh asociados con el arranque. En la Resolución 038 se ha publicado una rectificación parcial de este problema. No obstante, al fijar la formula del PR como está (el mínimo de PR calculado y precio de oferta (PO)); el valor calculado de PR frecuentemente se limita por el precio de oferta y el costo de un arranque/parada no se cubre. Esto se ilustra con un ejemplo para una unidad típica de turbina a vapor a carbón.

EJEMPLO 100MW planta a carbón costo de arranque CAP = US$ 120.7/MW Recibe instrucciones de arrancar para generar el próximo día; entonces arranca la unidad en el período 19, con una generación de 10 MW en hora 20, y a partir del período 01 del día siguiente sigue operando a la carga despachada. El arranque/parada de planta cuesta US$ 155/MW, o US$ 15 500 en total Su PR > PO entonces no recibe el precio calculado. Reciba US$ 0 por el arranque, entonces pierde US$ 15 500.

5.4

Factores Colombianos Pertinentes Los precios internacionales anteriores reflejan el costo de arranque y parada, pero no incluyen impuestos u otros costos incurridos en Colombia, tales como el IVA y el arancel, que en promedio son de un 26%. 36

27/11/02 20119


Los costos de mano de obra y materiales básicos en Colombia son inferiores en general a los en los Estados Unidos, pero los costos variables de mantenimiento asociados con arrancar y parar las plantas térmicas en Colombia operando por razones de seguridad dependen de contratos de recursos sofisticados del exterior. Considerando las particulares condiciones de orden público que ha vivido el país, es importante mencionar el costo que representan las pólizas de seguros y vigilancia de las plantas de generación. Estos aumentan los gastos de mantenimiento asociado con arrancar y parar de forma significativa.

5.5

CAP de Plantas Colombianas Al igual que en el caso de los costos de operación y mantenimiento, los costos de arranque de una central térmica son elevados por las condiciones especiales del país en cuanto a impuestos, seguros, etc. En los anexos CAP-1 a CAP-6 se presentan los costos de arranque y parada para centrales térmicas típicas en el país. En la determinación de los costos de arranque y parada, CAP, para las turbinas de gas de servicio pesado expresados en US$/MW, se ha utilizado el criterio de número máximo de arranques estipulado por los fabricantes entre cada mantenimiento, hasta completar el período entre mantenimientos mayores, 1600 arranques (Ver Anexo Siemens Westinghouse), lo cual significa que a cada arranque en frío se le da una equivalencia de 30 horas de operación normal. Se incluye también el costo del combustible utilizado para cada arranque. En el caso de las centrales a vapor, el criterio adoptado es diferente, ya que los arranques son lentos y controlados, de manera que no se presentan esfuerzos térmicos ni mecánicos muy diferentes a los de operación normal. En este caso, el costo atribuible al arranque se refiere únicamente a los costos de los combustibles utilizados hasta que la unidad es sincronizada, así como a los costos de agua tratada, insumos químicos, hidrógeno, etc. Para plantas a vapor hay también costos de consumo de energía eléctrica por equipos auxiliares durante el largo proceso de arranque, los cuales no han sido cuantificadas en este estudio, de ser específicos a cada planta. Para las turbinas aeroderivadas en ciclo STIG se ha adoptado un criterio similar al de las turbinas de servicio pesado, o sea que un arranque es equivalente a 30 horas de operación. En esta forma, para un ciclo de 25000 horas se permitirían hasta 830 arranques para completar el ciclo. Las cifras obtenidas son las siguientes:

37 27/11/02 20119


Tecnología

CAP, US$/MW

Turbina de gas en ciclo simple, tecnología D

184

Turbina de gas en ciclo simple, Tecnología F

276

Turbina de gas en ciclo combinado, Tecnología D

185

Turbina de gas en ciclo combinado, tecnología F

235

Turbina de gas, ciclo STIG Térmica a carbón

286 155

Térmica a gas

75

Térmica a petróleo

5.6

140

Conclusiones Una comparación de los valores de CAP con los internacionales y nacionales indica lo siguiente.

Tipo de Planta

19

CAP

Valores Internacionales19

Valores Colombianos

US$/MW

US$/MW

US$/MW

Turbina a gas ciclo simple ‘D’

32.45

96

184

Turbina a gas ciclo simple ‘F’

32.45

110

276

Turbina a gas ciclo combinado ‘D’

54.54

91

185

Turbina a gas ciclo combinado ‘F’

54.54

105

235

Turbina a gas STIG

43.50

103

286

Carbón (frío)

120.70

213

155

Gas Vapor (frío)

100.37

107

75

Petróleo Vapor (frío)

100.37

170

140

Valores correspondiendo a promedios de los tipos y tamaños de plantas existentes en Colombia.

38 27/11/02 20119


Los valores del costo de arranque y parada (CAP) reconocidos por la CREG para plantas térmicas en Colombia operando fuera de mérito por razones de seguridad no cubren los costos de arranque y parada. Por otra parte la reglamentación no reconoce a los agentes el costo de los arranques abortados por el CND cuando el agente ha incurrido costos para sincronizar su unidad y es cancelado antes de sincronizarla al sistema. Adicionalmente, las condiciones de la red de transmisión ocasionan disparos de las máquinas que tienen un impacto sobre la vida útil de sus partes calientes y no hay forma de compensación correspondiente a los generadores.

39 27/11/02 20119


6

OTROS COSTOS DE GENERACION

6.1

Costos Unitarios Reconocidos Corresponden a los siguientes Costos Variables calculados por el ASIC, expresados en $/MWh: CEE (CERE); FAZNI; Aportes Ley 99 de 1993; Costo Unitario por Servicio de AGC proporcional a la Generación Programada del agente. El AGC es uno de los componentes que producen perdidas reales a los generadores. En el momento que el generador hace una oferta no conoce el valor real que tendrá el AGC. Si el AGC es superior al esperado por el generador, la resolución paga el precio ofertado el cual puede ser menor al PR y el generador no recupera sus costos. Se considera que este efecto no es significativo.

6.2

Conclusiones Por medio de las Resoluciones pertinentes, la CREG esta reconociendo adecuadamente, en la mayoría de los casos, los Otros Costos Variables (OCV) de las plantas térmicas en Colombia operando fuera de mérito por razones de seguridad.

40 27/11/02 20119


7

COSTOS TOTALES DE GENERACION

7.1

Principios de Calculo El costo total de generación eléctrica consiste de varios elementos críticos20.

Y el =

TCR ⋅ ψ P ⋅ T eq

+

Y f η

+

U fix

+ uvar

P ⋅ T eq

cuando : Y el

Costo promedio de electricidad (US$/MWh)

TCR

Requerimiento total de capital (US$)

ψ

Factor de anualización =

P

Capacidad del grupo MW

T eq

Tiempo de utilización equivalente (horas/año)

Y f

Precio de combustible (US$/MWh)

η

Eficiencia promedia

U fix

Costo fijo de AOM (US$/año)

uvar

Costo variable de OyM (US$/MWh)

q

1+ z

z

tasa de retorno (%/año)

n

periodo de amortización (años)

q −

1 1 - q- n

Para calcular un costo promedio por unidad de electricidad de una cierta planta, se debe aplicar una fórmula que combina de forma técnica y rigorosa los varios costos puntuales, variables y fijos. Para incorporar los costos de arranque y parrada, se debe aumentar el costo variable para cubrir costos directos y daños. 20

“Combined-Cycle Gas Steam Turbine Power Plants”, 2 nd Edition, Kehlhofer et al, PenWell

41 27/11/02 20119


7.2

Variabilidad de Condiciones y Costos Cada planta está construida y operada en un ambiente único. En el momento de celebrar un contrato para su construcción, hay una cierta condición de competitividad en el mercado de plantas eléctricas y de la tecnología disponible. Cada sitio tiene condiciones únicas ambientales de altura, temperatura, humedad y polución. Cada planta tiene su contrato o contratos de abastecimiento de combustible con sus precios fijos y variables pertinentes. Si bien se puede definir valores típicos de los componentes principales de costo de generación eléctrica, las demás variables arriba presentadas deben ser definidas para llegar a un costo global. El operar de forma continua significa un costo de energía menor. La misma planta puede ser llamada a operar pocas horas al día y su costo de energía resulta hasta diez veces mayor sin que haya ningún tipo de competencia desleal o abuso de posición en el mercado.

7.3

Resumen de Costos Totales en Colombia por Tecnología Como se ha mostrado contundentemente en este informe, cada grupo de generación eléctrica en cada planta tiene costos diferentes y no es posible generalizar sin introducir errores. Para combinar estos costos “típicos” y llegar a precios promedios para el abastecimiento de energía eléctrica se deben definir no solamente las demás variables anotadas en el capitulo 7.1 para cada grupo sino también el régimen actual de arranques y paradas, niveles de producción (carga mínima técnica, plena carga, carga intermedia) y las condiciones ambientales y geográficas que varían los costos “típicos” (costa, sierra, selva, altura, diseño actual, edad). Para ver la forma relativa de cómo pueden variar los resultados, el Gráfico 4.4 muestra las variaciones significativas causadas por diferencias en horas al día de operación y nivel de carga para plantas de vapor a carbón (y aproximadamente a gas y a petróleo) mientras que el Gráfico 4.5 muestra las variaciones para turbinas a gas ciclo simple (TG) y el Gráfico 4.6 hace lo mismo para turbinas a gas ciclo combinado (TGV, y aproximadamente para STIG).

7.4

Retorno Adecuado sobre la Inversión Calculando el nivel de Retorno Adecuado sobre la Inversión (RAI) es costumbre internacional usar el concepto del “Weighted Average Cost of Capital” (WACC). El WACC debe balancear los intereses de consumidores e inversionistas y corresponder al retorno en otras empresas con los mismos riesgos para crear confianza en la integridad financiera de la empresa para mantener su nivel de crédito y atraer capital. Se define el WACC así: 42

27/11/02 20119




 D     E     + r e ×    D + E     D + E  

WACC = r d ×  

con el costo de deuda (r d) y el costo de inversión o “equity” (r e) definido así: r d = r f + DP i r e = r f + β r m − r f r f = la tasa de retorno en un bien libre de riesgo r m - r f = la tasa de retorno en el mercado entero, restando la tasa de retorno libre

de riesgo, también conocido como “equity risk premium” r d = la tasa de retorno requerida para deuda r e = la tasa de retorno requerida para “equity”

D = valor total de deuda de la empresa E = valor total de “equity” de la empresa DP i = el premio de deuda de la empresa; y β = Beta, que mide el riesgo de la empresa comparado con el mercado entero.

El rango típico para el WACC en un país en desarrollo con estabilidad razonable, sin riesgo de la moneda nacional (que se ajusta los precios con la tasa de cambio o índice de precios) es de 15% a 20% anual, pero se necesita hacer un estudio especifico para definirlo de forma técnica y rigurosa.

43 27/11/02 20119


REFERENCIAS 1. American Society of Mechanical Engineers en ASME Code Case N47 2. “The Effects of Generating Unit Age on the Cost and Performance of Coal-Fired Steam Units.” ANL/EAIS/TM-15. Policy and Economic Analysis Group, Argonne National Laboratory, USA 3. “ The Flexible Operation of Large Coal and Oil Fired Units.” Tenth International Conference on Power Stations (organized by AIM, CEGB, EdF, FPE) ; Liege, Belgium, September 1989. 4. (Confidenciales.) 5. “The Need for Hinkley Point “C” to Help Meet Capacity Requirement and the Non-Fossil-Fuel Proportion Economically” – Addendum 5, Proof of Evidence CEGB 4, Central Electricity Generating Board evidence to the Hinkley Point “C” Power Station Public Enquiry, September 1988. 6. “Technical Assessment Guide – Central Stations”, Electric Power Research Institute (EPRI), Palo Alto, California, USA (no se permite publicar los datos directamente; se debe comprar el documento directamente del EPRI) 7. ibid. 8. Central Electricity Generating Board, Statistical Yearbooks 1975 – 1988 9. Competition Commission (ex MMC) Report CM3230, 25 April, 1996 http://www.competition-commission.org.uk/reports/9496.htm#95tab 10. Conference on “The Two Shifting of CCGT and Fossil Fired Steam Plant”; Steam Plant Committee, Power Industries Division, I Mech E, London, December 1995. 11. (Interno.) 12. “Understand What it Really Costs to Cycle Fossil Fired Units”. Aptech Engineering Services, Power Magazine, McGraw Hill, March/April 1997 13. INSPECTION DOCUMENT for Gas Turbine Type GT24/GT26, ABB/ALSTOM POWER, HCTC 690 478, Rev D, 2000 14. Service Bulletin 36803, Combustion Turbine Maintenance and Inspection Intervals, Siemens Westinghouse Power Corporation, 1999. 15. “Creating Owner’s Competitive Advantage Through Contractual Services”, Harry G Stoll, GE Power Systems, Schenectady, NY, EE UU. GER-4208, 2001. 16. Conference on “The Two Shifting of CCGT and Fossil Fired Steam Plant”; Steam Plant Committee, Power Industries Division, I Mech E, London, December 1995. 17. (Op cit No. 12) 18. (Op cit No. 13) 19. “Combined-Cycle Gas Steam Turbine Power Plants”, 2nd Edition, Kehlhofer et al, PenWell

Estudio Técnico Sobre Generación 27/11/02 20119

ANEXOS COM COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS PLANTAS TERMICAS EN COLOMBIA


ANEXOS CAP COSTOS DE ARRANQUE Y PARADA DE LAS PLANTAS TERMICAS EN COLOMBIA


ANEXO SIEMENS WESTINGHOUSE DOCUMENTO 36803 DE SIEMENS WESTINGHOUSE


ANEXO ABB DOCUMENTO HTCT 690 478 DE ABB


ANEXO GE DOCUMENTO GER-4208 DE GENERAL ELECTRIC


PPA - Costos de Generacion Plantas Termicas

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