Energy transition of Uruguay.

The "IAEE Energy Forum" is a quarterly publication of the International Association for Energy Economics and the Energy Economics Education Foundation, Inc.The change in the electricity generation matrix made in Uruguay between 2013 and 2017 and a possible future evolution are presented. The economic fundamentals that led to this change are shown, especially the reduction in cost risks in the electricity sector

Modelo simple para la planificación de inversiones de generación eléctrica.

En este trabajo se presenta de forma sencilla cuales son los fundamentos económicos principales del cambio de la matriz de generación eléctrica ocurrido en Uruguay instalando energías renovables no convencionales. En particular se muestra genéricamente que una consecuencia natural y necesaria para lograr un sistema optimizado de mínimo costo, es que existirán excedentes, que incluso si no se logra su exportación, se podrían tirar. Se analizan las diferencias del Modelo Simple propuesto con la realidad, concluyéndose que si bien que el modelo es una aproximación útil para entender parte importante de los fundamentos económicos, no lo explica todo. Finalmente se analizan los restantes elementos que hacen más compleja la realidad y que se deben tener en cuenta al Planificar y Optimizar las Inversiones de Generación

Impacto del COVID19 en la demanda de energía eléctrica de Uruguay – Parte 2.

En este trabajo se realiza una puesta al día de la información referida a cómo ha evolucionado la demanda de energía eléctrica en Uruguay en los primeros siete meses a partir de la llegada, en marzo de 2020, de la crisis COVID19. Se analizan los datos reales globales de energía entregada a la demanda y de facturación, a los que se les desacoplan en forma simplificada las variables macroeconómicas previas a la llegada del COVID19 y se compensan los efectos climáticos relevantes. Se analiza el impacto directamente responsabilidad del COVI19 a nivel global y para los sectores principales como lo son el Residencial, Industrial, Comercial y Servicios. Finalmente se hace una proyección del cierre a fin de año de cómo se habrá reducido la demanda en el año 2020 respecto al 2019

Arrancadores de estado sólido, armónicos y compensación de reactiva : solución de compromiso de un caso real

PostprintEste trabajo estudia un caso real donde se analiza la incidencia de las rampas prolongadas en los arranques de motores con arrancadores de estado sólido y las consecuentes resonancias armónicas en el caso de tener compensación de potencia reactiva. Ante la rotura de los arrancadores se evalúa si se verifica la norma aplicable de Compatibilidad Electromagnética. Hecha la propuesta desconectar los condensadores de compensación de reactiva durante las rampas, se rediseña la referida compensación a los efectos de verificar el cumplimiento de un factor de potencia requerido de 0.92 en el funcionamiento global de la instalación

Impacto del COVID19 en la demanda de energía eléctrica de Uruguay – Informe final

En este trabajo se resume y concluye la información referida a cómo ha evolucionado la demanda de energía eléctrica en Uruguay en el año 2020 a partir de la llegada, en marzo de 2020, de la pandemia COVID19. Se analizan los datos reales globales de energía entregada a la demanda y de la facturación, a los que se les desacoplan en forma simplificada las variables macroeconómicas previas a la llegada del COVID19 y se compensan los efectos climáticos relevantes. Se analiza el impacto directamente responsabilidad del COVI19 a nivel global y para los sectores principales como lo son el Residencial, Industrial, Comercial y Servicios

Feasibility of the use of wind energy generation at sewage plants in Montevideo city

Due to environmental concerns, the Montevideo City authorities funded a feasibility study of the use of wind turbines in several sewage works. The generators, 150 kW or more each one, will be connected to the grid. The study began with the assessment of wind resource at each site, using the wind data series available at meteorological stations adjusted to the exposure parameters related to the kind of soil upstream in the different directions. The hourly power demand of the plants was modelled and forecast for the next fifteen years. The visual and acoustic impacts of the wind turbines were considered.Different wind turbine arrays were selected to supply the energy needed in each plant. The feasibility study was done assuming two possibilities: the excess wind energy was either sold to the utility or not. The results in Punta Brava site are shown. The best internal rate of return values obtained were about 8,% which are considered to be good rates, attending the constrains assumed. In short term, city authorities decided to install wind turbines at Punta Brava Keywords : Wind Power Assessment, Environmental Impact, Renewable Energies, Feasibility.nbsp

Sobrecostos acumulados incurridos por retraso de Inversiones en Generación entre los años 2024 y 2026.

Se analizan los costos incurridos asociados al retraso de inversiones de los años 2024 a 2026 en la Generación de Energía Eléctrica en Uruguay. Los escenarios a comparar son: a) PEG33, que es la Planificación Decenal 2024-2033 realizada el año 2022 por parte de Grupo de Energía Eléctrica de la Facultad de Ingeniería de la UDELAR, b) PEG34, que es Planificación 2025-2034 realizada en el 2023, c) ADME, que es la expansión incluida por la Administración del Mercado Eléctrico de Uruguay en su Planificación Estacional de Mayo de 2023, d) UTE, que son las inversiones anunciadas por la empresa eléctrica de Uruguay para los años 2025 y 2026, y e) Base, que es un escenario sin expansión. En general se analizan y comparan escenarios de expansión suponiendo una Baja Demanda esperada. Solo se analiza un escenario de Alta Demanda esperada para evaluar la situación extrema asociada a la efectiva instalación de un Data Center que requeriría una demanda adicional relativamente importante en el corto y mediano plazo. En todos los escenarios se incluyen los 29 MW que UTE informa estarán operativos en 2024. En todos los escenarios se asume como criterio conservador que se exportan los excedentes energéticos ocasionales a un precio de 12 USD/Mwh. Todos los números asociados con costos se refieren a dólares del año 2023 y son el acumulado de los años 2024 a 2026. El resultado es por una parte, que comparando con el escenario PEG33, los sobrecostos de cada escenario en Valor Esperado son : 16 (PEG34), -3 (ADME), 83 (UTE) y 87 (Base) millones de dólares. Por otra parte, para el conjunto de 10% de casos mas adversos, el costo promedio se ve incrementado respecto al PEG33 en: 48 (PEG34), -17 (ADME), 279 (UTE) y 289 (Base) millones de dólares. Finalmente, en el conjunto de 10% de casos mas favorables, el costo promedio se ve reducido en : 4 (PEG34), -1 (ADME), 19 (UTE) y 21 (Base) millones de dólares. Como estudio de sensibilidad de los resultados y atendiendo al hecho de que se está pudiendo comprar excedentes térmicos en la región a precios convenientes, se modeló que los costos de las térmicas se reducen un 35 %. En este caso, los sobrecostos incurridos en Valor Esperado se reducen aproximadamente a la tercera parte, los sobrecostos de casos mas adversos se reducen a la mitad, y la reducción de costos de casos mas favorables aumentan al doble. Finalmente se evalúa el Valor Esperado del sobrecosto en un marco de la ocurrencia de una Alta Demanda y que no se concreten las inversiones consideradas por ADME para los años 2025 y 2026, dando como resultado un aumento de costos de 147 millones de dólares para un valor normal del combustible de las térmicas y de 71 millones de dólares si las térmicas costaran un 35% menos. Se concluye que con las hipótesis consideradas en el estudio, incluso con Baja Demanda esperada, ya se habría incurrido en sobrecostos en Valor Esperado, que difícilmente sean remediables, ya que el tiempo que media en Uruguay entre que se decide una inversión de ERNC y la misma está disponible, es al menos de un par de años. En lo que refiere a comparar las curvas de Riesgo y evaluar los Costos de Arrepentimiento entre escenarios para los casos adversos o favorables considerados, los sobrecostos de los casos mas adversos son sensiblemente mayores a los beneficios de los casos mas favorables. En el caso de costos de combustible normales, la razón es 15 a 1, y en el caso de costos de combustibles un 35% más bajos, la razón es 4 a 1. Asimismo, en el caso de que finalmente se instale el Data Center que en estos días ha sido anunciado, se configuraría un escenario de Alta Demanda esperada, que requerirá acelerar la toma de decisiones para mitigar los sobrecostos y riesgos informados