planeación de sistemas eléctricos

Facultad de Ingeniería
División de Ingeniería Eléctrica
Departamento de Sistemas Energéticos
Curso de Planeación Energética
4 Metodología para la Optimización de la
Expansión Eléctrica.
Responsable: Dra. Cecilia Martín del Campo Márquez*
•e-mail: [email protected]
* Tel: (55)56 22 30 26
•[email protected]
1
.
4
Metodología para la Optimización de
la Expansión Eléctrica.
2

4.1 Introducción al Modelo WASP para optimización de la expansión
eléctrica.

4.2 Pronóstico de consumo anual de energía eléctrica y de demanda de
potencia máxima coincidente.

4.3 Definición del sistema eléctrico actual (sistema fijo) y del programa
de adición y retiro de unidades de generación.

4.4 Definición de las tecnologías candidatas a considerar en el sistema
variable de generación para ser optimizadas.

4.5 Estudio de planes de expansión basados en la Estrategia Nacional
de Energía.
Objetivos de la planeación del sector eléctrico
3

Diseñar el programa de expansión del
Sistema Eléctrico Nacional (SEN) que sirva
como base para definir las obras e
inversiones a realizar, tanto en generación
como en transmisión eléctrica, para
satisfacer la demanda futura a costo mínimo
y con nivel adecuado de confiabilidad y
calidad, respetando las disposiciones
nacionales en materia energética, social,
financiera y ambiental
OBJETIVOS DE LA PLANEACIÓN DEL
SISTEMA ELÉCTRICO.
4
Entonces dependiendo de las prioridades de planificación energética la
planificación eléctrica puede estar encaminada a los siguientes objetivos:

Precios de energía eléctrica más accesibles al usuario

Minimizar la dependencia de suministro extranjero de combustible.

Minimizar la dependencia de combustibles fósiles.

Maximizar la seguridad y la confiabilidad del sector eléctrico nacional.

Desarrollar un portafolio diversificado para la generación de energía
eléctrica.

Maximizar el uso de energía renovable.

Minimizar efectos al medio ambiente.

Búsqueda de tecnologías más eficientes.

Etc.
5
(1.2) PLANEACIÓN DE LA
EXPANSIÓN ELÉCTRICA
ANÁLISIS
ECONÓMICO
ANÁLISIS DE
LA DEMANDA
DE ENERGÍA
BALANCE DE
DEMANDA Y
OFERTA
DE ENERGÍA
EVALUACIÓN
DE
RECURSOS
ENERGÉTICOS
ANÁLISIS DE
IMPACTOS
CARACTERIZACIÓN
DE LAS TECNOLOGÍAS
ENERGÉTICAS
ITERACIÓN
ANÁLISI DE
TOMA DE
DECISIONES
Flujo de energía para la electricidad
6
IEA. Manual de estadísticas energéticas.
http://www.iea.org/stats/docs/statistics_manual_spanish.pdf
Actividades de planeación
de sistemas eléctricos
7




Determinar la capacidad en plantas de generación y en
instalaciones de transmisión que se requieren para
satisfacer la demanda en años futuros.
Definir la tecnología de las nuevas plantas de
generación y de las instalaciones de transmisión.
Programar la entrada en operación de las obras para
evitar deficiencias en el suministro.
Determinar la localización de las nuevas instalaciones
para lograr un funcionamiento óptimo a lo largo de su
vida útil.
Retos de la industria eléctrica
8






El suministro de energéticos.
La evolución tecnológica.
El impacto ambiental.
Aspectos regulatorios.
Financiamiento.
Reestructuración
Estudios requeridos para hacer la
planificación eléctrica
9





Estudio del desarrollo del mercado eléctrico:
Demanda.
Definición de las opciones de expansión:
Candidatas.
Estudios de la expansión del sistema de
generación. Programa de adiciones.
Estudios de la localización de las centrales de
generación.
Estudios de expansión de la red de transmisión.
Estudio de Desarrollo del Mercado Eléctrico
10

Se analiza y se proyecta la evolución del
consumo de energía y la demanda de potencia
para cada zona de distribución y en cada área
de control, incluyendo las 2 áreas que
permanecen aisladas del Sistema
Interconectado Nacional (Baja California y Baja
California Sur).
Definición de las opciones de expansión.
11



Se define un catálogo o cartera de proyectos
candidatos, basado en los estudios de
identificación, evaluación y factibilidad de
proyectos, así como en información de costos
de construcción y operación de proyectos y
tecnologías, obtenidos de fuentes locales e
internacionales.
COPARs
Se obtienen los datos técnicos y
económicos de las plantas “candidatas”
Estudios de la expansión del sistema de
generación
12



Se “empata” la demanda obtenida de los estudios de
mercado (Demanda) y las opciones de expansión
disponibles (Oferta). Esto es un BALANCE.
Se utilizan modelos de optimización y simulación, que
permiten determinar la selección óptima de proyectos y
su programación en el período de planeación.
Se optimiza el parque de generación que satisface
dicho mercado a mínimo costo y que cumple con los
criterios de confiabilidad, reserva y seguridad del
sistema eléctrico.
Esquema de estudios y análisis que realiza la
CFE
13
Análisis de costos de producción e impactos
ambientales de fuentes de generación eléctrica
a nivel de:
– Nivel: Planta de generación eléctrica:
Construcción, O&M, Combustible
– Nivel: Cadena energética completa:
Se consideran todas las etapas de preparación del
combustible, la etapa de generación y las etapas de
disposición final de residuos.
– Nivel Sistema de generación eléctrica:
Se consideran varios escenarios para cubrir demanda
eléctrica a satisfacer con diferentes tecnologías energéticas
Herramientas de
Análisis
•DECADES - WASP
•DAM
•ENPEP – BALANCE
•ECOSENCE
•MATLAB – FUZZY
•OTROS
Análisis a nivel planta de generación
Análisis a nivel de cadena de
combustible
Resultados para cadenas:
Combustóleo
Gas natural
Carbón
Uranio
Geotermia
Eólica
Solar
Biomasa
Análisis a nivel de
sistema de generación eléctrica
Alternative C2
100000
90000
80000
70000
(MW)
60000
50000
40000
GAS
30000
GEO
20000
COAL
FUEL OIL
NUCL
10000
HYDRO
20
24
20
22
20
20
20
18
20
16
20
14
20
12
20
10
20
08
20
06
20
04
20
02
20
00
19
98
0
YEAR
Alternative C3
Alternative B1
100000
100000
90000
90000
80000
80000
GAS
70000
70000
60000
(MW)
50000
50000
GAS
COAL
40000
40000
30000
30000
20000
COAL
GEO
20000
GEO
FUEL OIL
NUCL
FUEL OIL
10000
NUCL
10000
HYDRO
HYDRO
YEAR
20
24
20
22
20
20
20
18
20
16
20
14
20
12
20
10
20
08
20
06
20
04
20
02
20
00
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
2010
YEAR
19
98
0
0
1998
(MW)
60000
Definiciones:
Definiciones:

La demanda del SI en un instante específico del año es igual a la suma
de la demanda de todas las áreas operativas interconectadas en ese
mismo instante. Se mide en unidades de potencia.

La demanda máxima coincidente para un año definido, es el valor
máximo de las demandas horarias registradas en cada área operativa
del SI al mismo instante o intervalo de tiempo. Esta demanda es menor
que la suma de las demandas máximas anuales de cada área, debido a
que ocurren en momentos diferentes.
Definiciones:

La capacidad de
generación tiene
unidades de potencia
Como la energía eléctrica no se puede almacenar, para la
determinación de la capacidad de generación requerida para la
satisfacción de la demanda agregada deben considerarse sus
variaciones temporales (estacionales, semanales, diarias y horarias), y
de manera primordial, se debe determinar para cada área operativa la
demanda máxima del año, esto es, el valor máximo de las demandas
de potencia que se presentan en diferentes instantes de tiempo durante
un año en cada área.
Carga = demanda de potencia por parte del sistema
Consideraciones para la planeación de
generación eléctrica
22

El consumo nacional de electricidad (ventas internas +
autoabastecimiento) se considera como la demanda de energía eléctrica.

La producción de la energía eléctrica necesaria para satisfacer dicha
demanda debe tomar en cuenta los usos propios de las centrales
generadoras, así como los usos propios y pérdidas en las etapas de
transformación, transmisión y distribución, entre otros factores,
constituye la generación total o energía bruta.

En resumen:

Consumo = Ventas Internas + Autoabastecimiento

Para planeación: Demanda = Consumo

Generación Total o Bruta = (Demanda + Usos propios de centrales + Usos
propios y pérdidas de Transformación&Transmisión&Distribución)
Definiciones:
Carga (MW)
Carga (MW)
Carga pico
Carga pico
Carga mínima
Carga mínima
Tiempo (horas)
Tiempo (horas)
Curva de duración de carga
Curva cronológica de carga
horaria
Probabilidad
1
Carga
0
1
Curva de duración de carga
normalizada e invertida
Porqué usar el método probabilístico
24
Planta
A
B
C
D
E
A+B+C+D+
E
Planta de
Emergencia
Costo Total
Caso
Caso
Costo
Caso
Caso
Probabilístico
Determinístico
unitario del Determinístico
Probabilístico
Costo de
Costo de
Combustible
Generación
Generación
Combustible
Combustible
MWh
$/MWh
MWh
($)
($)
4.4
512640
2255616.00
512640
2255616.00
4.425
210127
929812.95
194046
858654.02
4.524
127979
578975.01
117029
529438.11
5.369
46315
248664.04
36576
196376.44
5
24110
120552.19
21806
109028.66
921171
7.5
882097
429
3217.54
39503
4136837.72
296275.67
4245388.90
Planta
Capacidad
MWe
Factor de
Disponibilidad
A
B
C
D
E
800
320
320
160
160
0.89
0.92
0.87
0.91
0.92
Caso
Determinístico
Factor de
Planta
0.89
0.91
0.56
0.40
0.21
Caso
Probabilístico
Factor de
Planta
0.89
0.84
0.51
0.32
0.19
APLICACIÓN DE WASP: Objetivos del
estudio.

Se analizaron escenarios de expansión de la generación eléctrica en los
que se estudia la incorporación de energías limpias tomando en
cuenta las externalidades en el proceso de optimización del costo de
generación eléctrica a largo plazo.

Simular la expansión sistema eléctrico mexicano del 2009 al 2035 (+3
años para condición de frontera) Con corte también al 2025.

Desarrollar y analizar diferentes expansiones eléctricas y calificarlas
desde el punto de vista de la sustentabilidad.

Utilizar el modelo WASP para desarrollar los planes de expansión de
mínimo costo.

Aplicar un análisis de decisión basado en
Mínimo Arrepentimiento.
el Vector de Posición de
Plantas candidatas
Termoeléctrica
Convencional
(Combustóleo
)
Nucleoeléctrica
Ciclo
Combinado Turbogás
Eólica
Geotermoeléctri
ca
Carboeléctrica
s/desulf.
Fotovoltaica
N135
CC80 – TG26
E01 – E02
GEO
C700
FOV2
1300 MW
778.4 – 264.3 MW
51.0 – 100.5 MW
25 MW
625.6 MW
241.0 MW
V350
337.3 MW
MODELO WASP PARA ESTUDIOS DE EXPANSIÓN


Modelo uninodal que permite planear
la expansión de un sistema eléctrico de
generación
Determina mediante estimación
probabilística los costos de
producción del sistema, considerando
el costo de la energía no servida y la
confiabilidad del sistema
OIEA
• Usa una técnica de programación lineal para
determinar el despacho óptimo bajo ciertas restricciones.
• Utiliza un método de programación dinámica que
busca el plan expansión de menor costo entre las
+ MODELO WASP PARA ESTUDIOS DE EXPANSIÓN
El modelo WASP se
compone de
siete módulos:
Modelo WASP

+ Costos
externos
Detalle de los componentes de la
Función Objetivo de WASP.
30
Bj función objetivo para el plan de expansión de j,
t tiempo en años (1, 2, ... , T),
T número total de años
I costos inversión (I)
S valor de rescate (S)
L costos por almacenamineto del combustible (L)
F costos de combustible (F)
M costos de operación y mantenimiento (M)
O costos de la energía no servida (O)
Todos los valores se descuentan a una fecha de referencia con una tasa de
descuento i.
El plan de expansión óptimo se define por la mínima Bj de entre todos los
planes j investigados
Función objetivo con los costos externos

Los costos externos se incluyen en los costos de variables de
mantenimiento.
T
B j = ∑ [I j ,t − S j ,t + L j ,t + F j ,t + M j ,t + O j ,t ]
t =1

La configuración con un Bj mínimo, es el plan de expansión con un
costo total (interno + externo) mínimo.
Modelo WASP
Módulos del software WASP-IV
LOADSY
MERSIM
FIXSYS
CONGEN
REMERSIM
REPROBAT
DYNPRO
VARSYS
Iteraciones
MERSIM
(Merge
and
Simulate).
Considera
todas
las
configuraciones
FIXSYS
System).
Procesa
la lala
información
que
describe
el el
sistema
de
LOADSY
(Load
System).
Procesa
información
que
describe
lasplan
cargas
VARSYS
(Variable
System).
Procesa
que
describe
las
diversas
CONGEN(Fixed
(Configuration
Calcula
todas
las
posibles
DYNPRO
REPROBAT
(Dynamic
(Report
Writer
Programming
ofGenerator).
DECPAC
Optimization).
in Batched
Environment).
Encuentra
Escribe
propuestas
por
CONGEN
yresultados
utiliza
una
simulación
probabilística
deóptimo.
lalo
operación
generación
existente
y de
las
adiciones
omenor
retiros
máximas
y óptimo,
las
curvas
duración
de
carga
para
elde
sistema
eléctrico
arestricciones
largo
plantas
de
generación
que
pueden
ser
consideradas
como
candidatas
en del
la
configuraciones
de expansión
delde
sistema
variable
que
satisfacen
las
expansión
un
informe
que
resume
es
decir,
los
el
totales
costo
ocomprometidos.
parciales
generación
para
el plan
que
respete
las
del
sistema
para
los costos
generación,
la energía
no servida
y la
período
deydel
estudio.
expansión
sistema.
impuestas
que
encalcular
combinación
con elde
sistema
fijo satisfacen
la curva
de carga.
restricciones.
confiabilidad del sistema para cada configuración.
Consideraciones para la expansión

Probabilidad de ocurrencia de las hidrocondiciones

Costos en dólares del COPAR 2011
año seco
año
medio
año
húmedo
total de
años
años
12
34
12
58
Probabilidad
0.2069
0.5862
0.2069
1.0

Tasa de descuento 12%

Margen de reserva entre 15 y 25 %

LOLP inferior a 3 días al año

Cada año dividido en 12 períodos mensuales (enero a diciembre)
 Orden económico para los casos sin externalidades obtenido con WASP-IV
1
2
3
4
5
Eólica 01
Eólica 02
Nuclear
Carboeléctrica
Ciclo
combinado
E01
E02
N135
C700
CC80
6
7
8
9
Solar&CC
Turbogás
Termoeléctrica
convencional
Geotérmica
FOV2
TG26
V350
GEO
 Orden económico para los casos con externalidades obtenido con WASP-IV
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Eólica 01
Eólica 02
Nuclear
Solar&CC
Ciclo
combinado
Turbogás
Geotérmica
Termoeléctrica
convencional
Carboeléctrica
E01
E02
N135
FOV2
CC80
TG26
GEO
V350
C700
Costos Externos (dól/MWh) Valores medios de
ExternE
219.32
186.61
3.01
Eólica
3.01
3.01
Hidroeléctrica Geotermica
9.01
Nuclear
15.02
33.72
Fotovoltaica Gas Natural Combustóleo
y Diesel
Carbón
Curva de demanda máxima en cada año, 19992038
100,000
datos reales
90,000
escenario de planeación del SEN
80,000
tmca = 3.33%
extrapolación obtenida a partir del escenario de
planeación
60,000
 V
f
tmca = 
 V
 i
50,000



1
t

− 1 × 100


40,000
30,000
Año
2038
2035
2032
2029
2026
2023
2020
2017
2014
2011
2008
2005
2002
20,000
1999
Demanda [MW]
70,000
Datos para FIXSYS y VARSYS
37
Fuel # Short Description
0
Nuclear
1
Combustóleo y
Diesel
2
Carbón
3
Geotérmico
4
Gas Natural
5
Eólico
6
Fotovoltaico
38
Poder calorífico por tipo de
combustible
tipo de
Kcal/Kg
plantas
V350
10,140.90
TG26
12,437.87
CC80
12,437.87
N135
959,828,530
GEO
664.17
C700
6,299.79
E01
E02
IGCA
6,299.79
IGCO
10,140.90
ISCC
12,437.87
AFBC
6,299.79
FOV2
-
Thermal Plants
Data for FIXSYS
No. Of units
Min. Operating level in each year [MW]
Max. Operating level in each year [MW]
Fuel Type
heat rate at min. Operating level [kcal/kwh]
Avg. Incremental heat rate [kcal/kwh]
Spinning reserveas % of unit capacity
Forced outage rate [%]
Sheduled maintenance days per year
Maintenance class size [MW]
Domestic fuel cost [c/million kcals]
Foreign fuel cost [c/ million kcal]
Fixed O&M cost [$/KW-month]
Variable O&M cost [$/MWh]
Heat value of the fuel used [kCal/kg]
Candidatas para VARSYS
39
Unidad
Clave
Capacidad Bruta
[MW]
Termoeléctrica Convencional
(Combustóleo)
V350
337.3
CC80
778.4
GEO
25.0
Turbogás Industrial
TG26
Nucleoeléctrica
N135
Carboeléctrica sup. c/desulf.
C700
Solar con CC
FOV2
Ciclo Combinado Gas
Geotermoeléctrica
Eólica 01
Eólica 02
E01
E02
264.3
1300
625.6
51.0
100.5
241.0
Costos de capital para las candidatas.
40
Relative Capital cost
1.00
0.80
0.66
0.60
0.40
0.20
0.00
0.34
0.22
0.30
0.12
0.41
0.51
0.35
Evolución del prcio de los combustibles
para el servicio eléctrico
41
Casos de estudio
CASOS
Escenarios con enfoque en
nuclear y eólica
Escenarios con enfoque en
nuclear y renovables
Escenario de la Estrategia
Nacional de Energía (ENE)
2012-2026
PLAN
DESCRIPCIÓN
1
Expansión optimizada sin Externalidades
2
Expansión optimizada con Externalidades
3
Expansión optimizada sin Externalidades
4
Expansión optimizada con Externalidades
5
Escenario uno, renovables con enfoque en
la energía eólica; con/sin externalidades
Criterios de Evaluación
43
1
Costo de la
Energía
Generada
2
3
4
5
Fracción de
Costo de las Fracción de
Capacidad
Diversidad externalidades potencia libre
Renovables
de Carbono
(Eó-Geo-Sol)
6
7
Fracción
Importada
Acumulada
Tasa de
Crecimiento
para
Renovables
Índice de Diversidad.



Se calcula en función de la electricidad generada mediante el índice de diversidad
de Shannon-Weiner.
pi es la fracción de la electricidad generada con el energético i,
N es el número de energéticos que participan en la mezcla de electricidad.
Comparación de la generación eléctrica
al 2025
45
Comparativa de la generación anual 2025
FOTOVOLTAICAS
0.0%
FOTOVOLTAICAS
0.0%
NUEVA GENERACIÓN LIMPIA
NUEVA
GENERACIÓN
LIMPIA LIMPIA
GENERACIÓN
0.0%NUEVA
0.0% 0.0%
FOTOVOLTAICAS
NUEVA GENERACIÓN LIMPIA
NUEVA GENERACIÓN 0.0%
0.0%
HIDROELÉCTRICA
CARBOELÉCTRICA
HIDROELÉCTRICA
LIMPIA
HIDROELÉCTRICA
7.7%
0.1%
7.7%
CARBOELÉCTRICA
0.0%
HIDROELÉCTRICA
7.7%
HIDROELÉCTRICA
HIDROELÉCTRICA
1.6%
CARBOELÉCTRICA
7.7%
FOTOVOLTAICAS
NUEVA GENERACIÓN
COMBUSTÓLEO
7.7%
10.0%
12.8%
COMBUSTÓLEO
3.7%NUCLEAR
LIMPIA
1.8%
COMBUSTÓLEO
2.2%
11.0%
15.3%
FOTOVOLTAICAS
NUCLEAR
2.3%
COMBUSTÓLEO
COMBUSTÓLEO
3.3%
15.3% COMBUSTÓLEO
NUCLEAR
2.1%
1.0%
2.1%
CARBOELÉCTRICA
4.0%
CARBOELÉCTRICA
24.6%
CARBOELÉCTRICA
22.8%
11.0%
NUCLEAR
3.0%
EÓLICA
2.0%
GEOTÉRMICA
2.0%
NUCLEAR
11.2%
PLAN
GAS NATURAL
PROSPECTIVA
EÓLICA
EÓLICA
17.7%
35.8%
16.9%
NUCLEAR
11.0%
PLAN 1
EÓLICA
21.6%
PLANGAS2NATURAL PLAN 3
GAS NATURAL
52.4%
GEOTÉRMICA
3.1%
GEOTÉRMICA
EÓLICA 3.2%
GAS NATURAL
16.3%
GEOTÉRMICA
60.0%
2.3%
EÓLICA
17.1%
33.7%
GAS NATURAL
51.3%
PLAN 4
GAS NATURAL
49.3%
GEOTÉRMICA
2.5%
GEOTÉRMICA
2.3%
4
Núm. de
nucleares
2
0
PLAN 1
PLAN 2
PLAN 3
PLAN 4
PLAN 5 SENER
PROSPECTIVA
PLAN 5
Generación Anual 2009-2038 [GWh]
Plan1
47
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
650,000
600,000
550,000
500,000
450,000
400,000
350,000
300,000
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
0
COMBUSTÓLEO
NUCLEAR
CARBOELÉCTRICA
EÓLICA
GEOTÉRMICA
HIDRO
GAS NATURAL
Capacidad instalada Plan 1
48
110,000
Capacidad Instalada [MW]
100,000
Hidro
90,000
Eólico
Capacidad [MW]
80,000
Gas
Natural
70,000
60,000
50,000
Geotérmic
a
40,000
Carbón
30,000
20,000
Combustól
eo y Diesel
10,000
Nuclear
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
0
Año
Vector de posición de mínimo arrepentimiento
(PVMR)

método de decisión basado en el concepto de mínimo arrepentimiento.

simplificar el método convencional de mínimo arrepentimiento

evitar hacer comparaciones por par de criterios

Se crea un "plan de referencia"



El plan adquiere los mejores valores de cada criterio en el conjunto de
alternativas
El "plan de referencia", entonces se coloca en el centro de las coordenadas del
espacio n-dimensional
Cuanto menor sea la magnitud del vector de posición, más pequeño será el
"arrepentimiento“ para cualquier otra alternativa en evaluación
Paso 1
Paso 2
Paso 3
• Asignar un peso relativo a wj para cada criterio Cj;
•n indica el no. de criterios.
• Aplicar una normalización lineal cij a los valores de cada criterio j mediante la
asignación de 0 (cero) para el mejor valor de todas las alternativas i, y 1 (uno) para el
peor valor.
• El proceso nos da valores normalizados vij , el plan de referencia se encuentra en el
centro de las n-coordenadas.
• Para determinar los n-componentes pij del vector de posición pi de cada alternativa i,
multiplicamos los valores vij , obtenidos en el paso 2, por el peso correspondiente wj
asignado en el Paso 1.
• Calcular la magnitud del vector de posición de cada punto i, el punto es asociado con el
plan de expansión correspondiente.
• Es la distancia del plan i al plan de referencia, esto representa el "arrepentimiento".
Paso 4
Desarrollo de la metodología PVMR
1
2
Costo de la
Energía
Generada
3
4
5
Fracción de
Costo de las Fracción de
Capacidad
Diversidad externalidades potencia libre
Renovables
de Carbono
(Eó-Geo-Sol)
6
7
Fracción
Importada
Acumulada
Tasa de
Crecimiento
para
Renovables
Paso 1
El énfasis para los criterios económicos es el siguiente:
0.214
0.089
0.214
0.089
0.089
0.214
0.089
0.089
0.214
El énfasis para los criterios ambientales es el siguiente:
0.089
0.089
0.089
0.214
0.214
Desarrollo de la metodología PVMR
1
Costo de la
Energía
Generada
5
3
4
2
Fracción de
Costo de las Fracción de
Capacidad
externalidades potencia libre
Diversidad
Renovables
de Carbono
(Eó-Geo-Sol)
6
Fracción
Importada
Acumulada
7
Tasa de
Crecimiento
para
Renovables
Desarrollo de la metodología PVMR (Cont.)
Los resultados para los siete criterios antes de la normalización son los siguientes (2009-2035)
Criterio
Plan 1
10.712
1.565
55,252,216
0.342
12,359.5
0.609
5.773
Plan 2
12.476
1.297
26,762,744
0.400
14,663.5
0.643
6.445
Plan 3
10.651
1.727
40,291,344
0.423
18,505.5
0.602
7.366
Plan 4
12.139
1.367
24,609,584
0.415
17,646.0
0.681
7.177
Plan 5
14.980
1.316
52,505,824
0.331
18,917.0
0.694
7.454
Plan 1
0.014
0.377
1.000
0.887
1.000
0.076
1.000
Plan 2
0.422
1.000
0.070
0.248
0.649
0.450
0.600
Plan 3
0.000
0.000
0.512
0.000
0.063
0.000
0.052
Plan 4
0.344
0.838
0.000
0.085
0.194
0.868
0.164
Plan 5
1.000
0.957
0.910
1.000
0.000
1.000
0.000
Criterio
Desarrollo de la metodología: Criterios normalizados
De 2009 a 2035
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
Plan 1
Plan 2
V1, Costo interno de la Energía Generada
V3, Costos externos
V5, Fracción de Capacidad Renovable (Eó-Geo-Sol)
V7, Tasa de Crecimiento para Renovables
Plan 3
Plan 4
Plan 5
V2, Diversidad
V4, Fracción de potencia libre de Carbono
V6, Fracción de capital extranjero
Desarrollo de la metodología (cont.)
Plan 1
Plan 2
Plan 3
Plan 4
Plan 5
0.0000
0.0381
0.0000
0.0253
0.2143
0.0127
0.0893
0.0000
0.0627
0.0818
0.2143
0.0011
0.0561
0.0000
0.1776
0.0703
0.0055
0.0000
0.0006
0.0893
0.0893
0.0376
0.0004
0.0034
0.0000
0.0013
0.0433
0.0000
0.1616
0.2143
0.0893
0.0322
0.0002
0.0024
0.0000
0.0127
0.0893
0.0000
0.0627
0.0818
0.0893
0.0004
0.0234
0.0000
0.0740
0.1687
0.0132
0.0000
0.0015
0.2143
0.2143
0.0902
0.0008
0.0081
0.0000
0.0005
0.0181
0.0000
0.0673
0.0893
0.2143
0.0772
0.0006
0.0058
0.0000
Y para los ambientales:
Plan 1
Plan 2
Plan 3
Plan 4
Plan 5
0.0000
0.0159
0.0000
0.0105
0.0893
Desarrollo de la metodología (Cont.)
Criterios con el mismo énfasis
Énfasis en criterios
económicos
Énfasis en criterios
ambientales
Plan 1
0.749817539
0.690758445
0.836537066
Plan 2
0.564084949
0.496968954
0.551524701
Plan 3
0.195867710
0.238149636
0.157507431
Plan 4
0.484862175
0.505905787
0.394848954
Plan 5
0.823296340
0.881608205
0.740699358
Calificación Global de los planes; menor
valor es mejor. (2009-2025)
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
Plan 1
Plan 2
Los criterios tienen el mismo valor
Plan 3
Énfasis en Criterios Economicos
Plan 4
Plan 5
Énfasis en Criterios Ambientales
58
Adiciones de plantas;
Nota: del 2009 al 2015 no se consideraron
adiciones.
Comparación del Plan 3 (mejor) con Plan
5 basado en estrategia nacional.
59
60
Comparación del Plan 3 (mejor) con Plan
5 basado en estrategia nacional.
Gracias