Transcript Metodología de Determinación de Costos Variables No Combustibles

METODOLOGIA DE DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS
VARIABLES NO COMBUSTIBLES PARA TURBINAS A
GAS INDUSTRIALES Y AERODERIVADAS
Luis Fernando Navarro La Fuente
Santa Cruz, 24 de Abril 2014
Contenido
1. Introducción al SIN
2. Mercado Eléctrico y la Formación de Precios
3. Metodología de Determinación del Costo Variable No
Combustible
Sistema Interconectado Nacional - SIN
BOLIVIA - Mercado Eléctrico
Demanda: 1201.8 MW
Energía : 7263 GWh-año
Componentes del SIN
12 Empresas de Generación
3 Empresas de Transmisión
10 Empresas de Distribución
La práctica seguida por la industria eléctrica de Bolivia en
general es instalar centrales termoeléctricas, debido a los
precios bajos de gas
Turbogeneradores dentro del SIN
“El Sistema Interconectado
Nacional esta compuesto en su
mayoría por Turbinas Industriales
y Aeroderivadas”
SK-30
LM 6000
Turbinas Aeroderivadas
Turbinas Industriales
SGT-700
Frame 6
Frame 5
Programación de Mediano Plazo
GENERACION
•
•
•
CNDC
Datos de Heat Rate de sus Unidades
Unidades Nuevas que van a entrar al SIN
Programación de Mantenimientos para 4
Años
TRANSMISIÓN
• Nuevos sistemas de Transmisión
Elabora la Programación de Mediano
Plazo para dos Periodos:
• Periodo Seco (Mayo –Oct)
• Periodo Lluvioso (Nov- Abril)
DISTRIBUCIÓN & COMERC.
Nuevas Demandas que van a entrar al SIN
Balance de Oferta y Demanda de
Potencia
Formación de los Precios
GENERACION
• POTENCIA: 7,74 US$ / kW-mes
• ENERGIA –15,86 US$ / MWh
CLIENTES
TRANSMISIÓN
• LIBRES • REGULADOS
• Principal : 2,20 US$ / MWh
DISTRIBUCIÓN & COMERC.
Precios
Propuestos por los
agentes y aprobados
por AE
• VALOR AGREGADO
DE DISTRIBUCION
CNDC
•
AE
•
0,9% de los Ingresos
Totales Sin IVA
En función a las ventas
en el SIN 0,8% de los
Ingresos Totales
Determinación del Costo de Operación y
Mantenimiento (US$/MWh)
El despacho de las unidades de generación eléctrica se realiza en base al costo marginal de corto plazo que
tiene los siguientes componentes:
-
El costo marginal variable combustible (CVC)
ANEXO 5F
El costo marginal variable no combustible (CVNC).
CARACTERISTICAS
DE UNIDADES
TERMICAS
PARA LA TEMPERATURA MEDIA ANUAL
Costo
O&M (US$/MWh)
=CVC+
CVNC
TURBINAS A GAS
Periodo noviembre 2013 - abril 2014
Página 1 de 5
UNIDAD
GCH01
GCH02
GCH04
GCH06
GCH09
GCH10
GCH11
GCH09COM
GCH10COM
CP&T POTENCIA
COSTO DE
(1)
INYECTADA COMBUSTIBLE
%
MW
US$/MMBTU
2,30
2,30
2,30
2,30
2,30
2,30
2,30
4,26
4,26
18,35
17,77
20,12
20,89
50,03
51,03
61,23
99,62
99,62
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
RENDIMIENTO TERMICO
50%
75%
100%
CVNC
BTU/KWh BTU/KWh BTU/KWh
US$/MWh
a
b
Al 94%
Al 93%
Al 91%
2,757
2,757
2,757
2,757
1,859
1,859
1,859
2,870
2,870
89,48
102,15
98,46
97,19
270,15
275,53
275,93
55,78
55,78
14,18
13,94
13,75
13,71
11,41
11,41
10,13
11,50
11,50
19,37
20,20
19,08
18,77
17,15
17,15
14,93
12,09
12,09
19,42
20,27
19,14
18,83
17,22
17,22
14,98
12,10
12,10
19,54
20,41
19,26
18,94
17,34
17,34
15,08
12,11
12,11
16.720
18.175
16.844
16.347
16.139
16.139
13.795
7.628
7.628
14.408
15.177
13.854
13.651
13.310
13.310
11.240
7.371
7.371
12.946
13.577
12.836
12.568
11.903
11.903
10.218
7.211
7.211
REPRESENTACION
LINEAL DE COSTO
COSTO (US$/MWh)
Determinación del Costo de O&M - GCH06
COSTO
HORA
(US$/hr)
POTENCIA
INYECTADA
RENDIMIENTO
TERMICO
ANEXO 5F
US$/BTU
(US$/hr)
(BTU/kWh)
TERMICAS
PARA
LA
TEMPERATURA
MEDIA
ANUAL
320
12568
1,2177E-06
X
X
TURBINAS
A
GAS
13651
1,2177E-06
15668
260
16347
1,2177E-06
10445
208
Periodo noviembre 2013 - abril 2014
(kWh)
Factor de
CARACTERISTICAS20890
DE UNIDADES
Carga
(%)
100%
75%
50%
UNIDAD
2,30
2,30
2,30
Y=
2,30
2,30
2,30
2,30
4,26
4,26
=
Página 1 de 5
CP&T POTENCIA
COSTO DE
(1)
INYECTADA COMBUSTIBLE
%
GCH01
GCH02
GCH04
GCH06
GCH09
GCH10
GCH11
GCH09COM
GCH10COM
=
COSTO
HORA
COSTO DE
COMBUSTIBLE
MW
COSTO
18,35
HORA
17,77
(US$/hr)
20,12
320
20,89
260
50,03
208
51,03
61,23
99,62
99,62
US$/MMBTU
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
1,2177
RENDIMIENTO TERMICO
50%
75%
100%
CVNC
BTU/KWh BTU/KWh BTU/KWh
US$/MWh
a
2,757
2,757
2,757
2,757
1,859
1,859
1,859
2,870
2,870
89,48
102,15
98,46
97,19
270,15
275,53
275,93
55,78
55,78
16.720
18.175
16.844
16.347
16.139
16.139
13.795
7.628
7.628
14.408
15.177
13.854
13.651
13.310
13.310
11.240
7.371
7.371
12.946
13.577
12.836
12.568
11.903
11.903
10.218
7.211
7.211
REPRESENTACION
LINEAL DE COSTO
b
14,18
13,94
13,75
13,71
11,41
11,41
10,13
11,50
11,50
X=
COSTO (US$/MWh)
Al 94%
Al 93%
Al 91%
19,37
19,42
20,20
20,27
19,08
19,14
18,77
18,83
17,15
17,22
17,15
17,22
POTENCIA
14,93
14,98
INYECTADA
12,09
(MW) 12,10
12,0921 12,10
19,54
20,41
19,26
18,94
17,34
17,34
15,08
12,11
12,11
16
10
y = (10,70(US$/MWh)*(1+CP&T)+ CVNC)*x + 95 (US$/Hora)*(1+CP&T)
a= 97,19US$/Hora
y = (10,70(US$/MWh)*(1+2,3%)+ 2,757)*x + 95 (US$/Hora)*(1+2,3%)
b= 13,71US$/MWh
Costo Marginal en el SIN
Costo Marginal (US$/MWh)
Lun 7 a Dom 13 de Abril
Costo BUL03 Turbina Aero
derivada (US$/MWh)
Lun 7 a Dom 13 de Abril
Costo CCGT (US$/MWh)
Lun 7 a Dom 13 de Abril
Costo Plantas Hidroeléctricas
(US$/MWh)
Lun 7 a Dom 13 de Abril
BB
BM
BA
BM
“El Costo Marginal
varia en función a los
bloques horarios”
Planteamiento del Problema
 Los CVNC reales de las turbinas se han incrementado significativamente,
mientras que los CVNC reconocidos por la AE en los precios de energía no
han sido modificados, originándose un descalce significativo que afecta la
economía de las empresas generadoras.
 Es necesario contar con una metodología y datos actualizados de costos de
repuestos de turbinas para justificar el incremento de los CVNC para que la
AE reconozca en los precios de energía.
El objetivo de este estudio es determinar una metodología para calcular
el costo variable no combustible durante el ciclo de vida útil de las
turbinas industriales y Aero derivadas que se utilizan más en el SIN
Unidades FRAME 6
Horas de mantenimiento para cada tipo de turbina
Documento GER 3620 L:
Factores de Mantenimiento
•
•
Fallas durante la Operación.
Los Arranques en las turbinas.
Tipos de Arranques en Turbinas
Daño
1500 C
788 C
1000 C
Arranque Caliente = <12 horas parada
Arranque Tibio
= 12horas >72 horas parada
Arranque Frio
= >72 horas parada
13
Intervalos de Mantenimiento y Régimen de Operación.
“ En función al régimen de Operación los Intervalos de Mantenimiento
se hacen mas cortos o largos”
Efectos de los Arranques en las Turbinas
600 MW Regimen de Operacion “Base”
600 MW Regimen de Operacion “Punta”
600 MW Regime de Operacion “Semibase”
30
25
EFOR (%)
Inversiones
UNIDAD
SCZ2
ARJ8
20
Nov/08 Abr/09
May/09 Oct/09
Semi
15 Base Semi Base
Base
Base
10
Nov/09 - may/10 - Nov/10 - May/11 Abr/10
oct/10 Abr/11
Oct/11
Punta
Base
Punta
Base
Punta
Base
Nov/11
May/12 - Nov/12 - May/13Oct/12 Abril/13 Oct/13
Abr/12
Semi Base Punta
Base
Base
Punta
Base
Punta
Base
Punta
Base
Unit Upgraded (Inversion Necesaria)
Reduccion
Vida Util
5
0
5
10
15
x
20
25
30
35
40
45
Años
Comienzo de Efectos Ciclicos Por Arranques
Los Efectos cíclicos por Arranques afectan al EFOR y Vida Útil de la
Unidad por tanto afectan a la potencia Firme de la Unidad
50
Efectos de los Arranques en el Heat Rate
La unidad típica puede aumentar un 4% a 5% en cada período y cada periodo tiene 5
Años, pero puede recuperar al menos 1% después de una buena revisión a fondo de la
turbina. Normalmente nos encontramos con que la mayor parte de esta degradación
del 1% se debe a las Arranques
Metodología de Determinación del CVNC
Costo por tipo de mantenimiento
DESCRIPCION
Participacion Participacion
Tipo de
CANTIDAD de los costos de los costos
Mantenimiento
R/N %
R/R %
Repuestos Capitales Mantenimiento Camara de Combustion
8%
Repuestos Capitales Mantenimiento Camara Gases Calientes
TRANSITION PIECES
GC
1
11%
11%
BUCKET KIT, STG 1,6FA
GC
1
22%
17%
BUCKET KIT, STG 2,6FA
GC
1
15%
12%
BUCKET KIT, STG 3,6FA
GC
1st STAGE NOZZLE
GC
2nd STAGE NOZZLE
GC
3nd STAGE NOZZLE
GC
1st STAGE SHROUDS
GC
2st STAGE SHROUDS
GC
3rd STAGE SHROUDS
GC
Repuestos Capitales Mantenimiento Mayor
JOURNAL BEARING
MM
THRUST BRG-ORDERING SHEET
MM
1
1
1
1
1
1
1
10%
3%
3%
1%
2%
1%
1%
12%
9%
10%
9%
2%
2%
2%
2
1
0%
0%
0%
0%
Horas
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
Energia
25.462
50.923
76.385
101.847
127.308
152.770
178.232
203.693
229.155
254.617
280.078
305.540
331.002
356.463
381.925
407.387
CC
Tipo de Mantenimiento
7%
FUEL NOZZLES DLN
1
Costo anual
(US$)
CAMA DE COMBUSTION
Ajustar al
Costo (US$)
0
Programación de Mantenimiento
0
$6.839
$82.692
$23.771
$165.384
$89.190
$248.075
$134.360
$330.767
$172.828
$413.459
$299.211
$496.151
$362.659
$578.843
$530.187
$661.535
$612.656
$744.226
$681.731
$826.918
$942.572
$909.610
$1.026.496
$992.302
$1.165.239
$1.074.994
$1.268.909
$1.157.686
$1.350.363
$1.240.377
$1.576.396
$1.323.069
GASES CALIENTES
MANTENIMIENTO
MAYOR
DESCRIPCION
CAPITAL PARTS
HARDWARE
CAPITAL PARTS
HARDWARE
CAPITAL PARTS
HARDWARE y ACEITE
Horas
Fechas (D/M/AA)
8000
8000
24000
24000
48000
48000
6/8/13
6/8/13
14/10/14
14/10/14
27/7/16
27/7/16
11/3/14
11/3/14
27/7/16
27/7/16
21/2/20
21/2/20
14/10/14
14/10/14
10/5/18
10/5/18
16/9/23
16/9/23
20/5/15
20/5/15
21/2/20
21/2/20
12/4/27
12/4/27
2014
2015
2016
Numero de Mantenimiento por año
Precio
(MUS$)
CAPITAL PARTS
1,029.66
CAMA DE COMBUSTION
HARDWARE
CAPITAL PARTS
5,804.74
GASES CALIENTES
HARDWARE
22.33
MANTENIMIENTO
CAPITAL PARTS
50.48
MAYOR
HARDWARE y ACEITE
57.49
Tipo de Mantenimiento
DESCRIPCION
2013
1
1
2
2
1
1
-
-
2
2
1
1
1
1
1
1
-
Costo de Mantenimiento por año
Tipo de Mantenimiento
DESCRIPCION
CAPITAL PARTS
CAMA DE COMBUSTION
HARDWARE
CAPITAL PARTS
GASES CALIENTES
HARDWARE
CAPITAL PARTS
MANTENIMIENTO MAYOR
HARDWARE y ACEITE
Costo Total
Precio
(MUS$)
1,029.66
5,804.74
22.33
50.48
57.49
6,964.71
2013
100%
0%
0%
0%
0%
0%
100%
2014
2015
26%
0%
74%
0%
0%
0%
100%
La metodología está en función a Horas de
Operación Año de la Unidad
100%
0%
0%
0%
0%
0%
100%
2016
15%
0%
83%
0%
1%
1%
100%
2017
100%
0%
0%
0%
0%
0%
100%
Metodología de Determinación
del CVNC
Relación Costo Variable Mantenimiento (US$) y Energía(MWh)
Los valores de anualidad obtenidos se
pueden ajustar según los valores de
horas de operación.
Relación Costo Variable Mantenimiento (US$) y Energía(MWh)
El costo variable de mantenimiento se
considera como la pendiente de la
regresión lineal del costo total de
mantenimiento en función de la
producción anual de energía de la
unidad estudiada
Costos de Arranque por Tipo de Tecnología
“Se hace notar que la diferencia que la diferencia en costo de
Arranque entre Frio, Tibio y Caliente es mínima en las
Turbinas Aeroderivadas mientras en las turbinas industriales
casi se triplica el Costo de Arranque Caliente en relación al Frio
o Tibio.”
CVNC Turbina Frame 6 y Aeroderivada SK-30
considerando costo de Arranques
CVNC Turbina Aeroderivada SK 30
CVNC Turbina Industrial FRAME 6
Base
El costo de Mantenimiento por Arranque Frio o Tibio en Turbinas
Industriales es aproximadamente a 1,5 a 3 veces del Costo de Arranque
caliente. Mientras en las turbinas Aeroderivadas el Costo de un Arranque
Frio, Tibio o Caliente es Igual
Impacto del CVNC en los Precios de Energía
PERIODO
UNIDAD
Nov/13 - Abr/14
May/14 - Oct/14
Nov/14 - Oct/17
Punta
Semi Base
Punta
Semi Base
Punta
Semi Base
GCH06
GCH11
CVNC Actuales:
MODELO
FRAME 5
FRAME 6
UNIDAD
CP&T POTENCIA
COSTO DE
(1)
INYECTADA COMBUSTIBLE
%
MW
US$/MMBTU
GCH06
GCH11
2,30
2,30
20,89
61,23
1,2177
1,2177
RENDIMIENTO TERMICO
50%
75%
100%
CVNC
BTU/KWh BTU/KWh BTU/KWh
REPRESENTACION
LINEAL DE COSTO
COSTO (US$/MWh)
US$/MWh
a
b
Al 94%
Al 93%
Al 91%
12.568
10.218
2,757
1,859
97,19
275,93
13,71
10,13
18,77
14,93
18,83
14,98
18,94
15,08
RENDIMIENTO TERMICO
50%
75%
100%
CVNC
REPRESENTACION
LINEAL DE COSTO
BTU/KWh BTU/KWh BTU/KWh
US$/MWh
16.347
13.795
13.651
11.240
CVNC Según la Metodología:
MODELO
UNIDAD
CP&T POTENCIA
COSTO DE
(1)
INYECTADA COMBUSTIBLE
%
MW
US$/MMBTU
FRAME 5
GCH06
2,30
20,89
1,2177
16.347
13.651
12.568
FRAME 6
GCH11
2,30
61,23
1,2177
13.795
11.240
10.218
a
3,41 97,19
6,08 269,59
b
COSTO (US$/MWh)
Al 94%
Al 93%
Al 91%
14,36
19,31
19,36
19,47
14,35
19,04
19,09
19,19
Costo Marginal Reconocido
Vs. Costo Marginal Según la Metodología
Según la metodología, las Empresas Eléctricas
estarían sacrificando sus utilidades para
Compensar sus Costos Variables no Combustibles
Conclusiones
 Las Empresas de Generación Eléctrica tienen dos ingresos :
 Ingresos de Energía (Cubrir los Costos Variables)
 Ingresos de Potencia ( Cubrir los Costos de Inversión y Costos Fijos).
 Los ingresos de Energía están en base a los Costos Marginales es decir la diferencia
en Costo de O&M (US$/MWh) de ultima unidad en entrar al sistema menos el Costo
de O&M (US$/MWh) de la unidad que esta en ese momento
 La metodología propone un solo valor de CVNC relación entre el Costo Variable Anual
de Mantenimiento (US$) y Energía (MWh) para varios regímenes de Operación con un
alto índice de correlación.
 El modelo toma en cuenta el efecto de los arranques en turbinas industriales y
acumulación de horas en el caso de turbinas aeroderivadas. El costo de
Mantenimiento por Arranque Frio o Tibio en Turbinas Industriales es aproximadamente
a 1,5 a 3 veces del Costo de Arranque caliente.Mientras en las turbinas Aeroderivadas
el Costo de un Arranque Frio, Tibio o Caliente es Igual
 En la metodología mostrada se determinaron costos Variables No Combustibles con
los últimos precios de Repuestos se observo que los costos de Producción superan al
Costo Marginal ocasionando un daño económico a las Empresas.
“Engineer Must Think like MBA`s And Act
like Engineers to Get Lowest Long Term
Cost of Ownership”
Barringer
MUCHAS GRACIAS
[email protected]
MUCHAS GRACIAS
[email protected]