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Pan-American Advanced Studies Institute (PASI) 2013: Training Institute on Adaptive

Water-Energy Management in the Arid Americas

La Serena, Chile

23 June - 3 July 2013

WEAP and LEAP Training Modules

Table of Contents: Water Evaluation and Planning System (WEAP) Tutorial

I. Tutorial Overview…………………………5 II. WEAP in One Hour……………………...17 III. Scenarios…………………………...........41 IV. Refining the Supply……………………...51 V. Reservoirs and Power Production……..71 – 82

Long-Range Energy Alternatives Planning System (LEAP) Tutorial (Spanish)

VI. Introduction……………………………….1 VII. Exercise 1: Introduction to LEAP……....9 VIII. Exercise 2: Demand………………….....31 IX. Exercise 3: Transformation……………..39 X. Exercise 4: Cost-benefit Analysis……...47 XI. Exercise 5: A Transportation Study……56 XII. Exercise 6: Least-cost Electric

Generation………………………………..70 – 84

Linking WEAP and LEAP Tutorial XIII. Linking WEAP and LEAP………….…….228 XIV. Scenario: Hydropower Generation

From WEAP……………………………….232 XV. Scenario: Demand for Cooling Water

From LEAP………………………………..242 XVI. Scenario: Electricity Demand from

WEAP……………………………………...248 – 253

WEAP Water Evaluation And Planning System

Tutorial

A collection of stand-alone modules to aid in learning

the WEAP software

June 2013


Tutorial Modules

Tutorial Overview ....................................................... 5

WEAP in One Hour ............................................... 17

Scenarios ................................................................... 41

Refining the Supply ................................................. 51

Reservoirs and Power Production ......................... 71


Tutorial Overview

Introduction ............................................................... 6

Background ............................................................... 6

WEAP Development ................................................ 7

The WEAP Approach ............................................. 7

Program Structure ...................................................... 9

The Tutorial Structure ............................................. 13

June 2013

6 Tutorial Overview

August 2012 WEAP Tutorial

Introduction WEAP© is a microcomputer tool for integrated water resources planning. It provides a comprehensive, flexible and user-friendly framework for policy analysis. A growing number of water professionals are finding WEAP to be a useful addition to their toolbox of models, databases, spreadsheets and other software.

This overview summarizes WEAP’s purpose, approach and structure. The contents of the WEAP tutorial are also introduced; the tutorial is constructed as a series of modules that takes you through all aspects of WEAP modeling capabilities. Although the tutorial itself is built on very simple examples, it covers most aspects of WEAP. A more complex model presenting those aspects in the context of a real situation is included with WEAP under the name “Weeping River Basin." A detailed technical description is also available in a separate publication, the WEAP User Guide.

Background Many regions are facing formidable freshwater management challenges. Allocation of limited water resources, environmental quality, and policies for sustainable water use are issues of increasing concern. Conventional supply-oriented simulation models are not always adequate. Over the last decade, an integrated approach to water development has emerged that places water supply projects in the context of demand-side issues, water quality and ecosystem preservation.

WEAP aims to incorporate these values into a practical tool for water resources planning. WEAP is distinguished by its integrated approach to simulating water systems and by its policy orientation. WEAP places the demand side of the equation - water use patterns, equipment efficiencies, re-use, prices and allocation - on an equal footing with the supply side - streamflow, groundwater, reservoirs and water transfers. WEAP is a laboratory for examining alternative water development and management strategies.

WEAP is comprehensive, straightforward, and easy-to-use, and attempts to assist rather than substitute for the skilled planner. As a database, WEAP provides a system for maintaining water demand and supply information. As a forecasting tool, WEAP simulates water demand, supply, flows, and storage,

WEAP Development 7

Stockholm Environment Institute August 2012

and pollution generation, treatment and discharge. As a policy analysis tool, WEAP evaluates a full range of water development and management options, and takes account of multiple and competing uses of water systems.

WEAP Development The Stockholm Environment Institute provided primary support for the development of WEAP. The Hydrologic Engineering Center of the US Army Corps of Engineers funded significant enhancements. A number of agencies, including the World Bank, USAID and the Global Infrastructure Fund of Japan have provided project support. WEAP has been applied in water assessments in dozens of countries, including the United States, Mexico, Brazil, Germany, Ghana, Burkina Faso, Kenya, South Africa, Mozambique, Egypt, Israel, Oman, Central Asia, Sri Lanka, India, Nepal, China, South Korea, Thailand, Jordan, Syria, Lebanon, Iran, and Greece.

The WEAP Approach Operating on the basic principle of a water balance, WEAP is applicable to municipal and agricultural systems, single catchments or complex transboundary river systems. Moreover, WEAP can address a wide range of issues, e.g., sectoral demand analyses, water conservation, water rights and allocation priorities, groundwater and streamflow simulations, reservoir operations, hydropower generation, pollution tracking, ecosystem requirements, vulnerability assessments, and project benefit-cost analyses.

8 Tutorial Overview


The analyst represents the system in terms of its various supply sources (e.g., rivers, creeks, groundwater, reservoirs, and desalination plants); withdrawal, transmission and wastewater treatment facilities; ecosystem requirements, water demands and pollution generation. The data structure and level of detail may be easily customized to meet the requirements of a particular analysis, and to reflect the limits imposed by restricted data.

WEAP applications generally include several steps. The study definition sets up the time frame, spatial boundary, system components and configuration of the problem. The Current Accounts, which can be viewed as a calibration step in the development of an application, provide a snapshot of actual water demand, pollution loads, resources and supplies for the system. Key assumptions may be built into the Current Accounts to represent policies, costs and factors that affect demand, pollution, supply and hydrology. Scenarios build on the Current Accounts and allow one to explore the impact of alternative assumptions or policies on future water availability and use. Finally, the scenarios are evaluated with regard to water sufficiency, costs and benefits, compatibility with environmental targets, and sensitivity to uncertainty in key variables.

Program Structure 9


Program Structure WEAP consists of five main views: Schematic, Data, Results, Scenario Explorer and Notes. These five views are presented below.

Schematic:

This view contains GIS-based tools for easy configuration of your system. Objects (e.g., demand nodes, reservoirs) can be created and positioned within the system by dragging and dropping items from a menu. ArcView or other standard GIS vector or raster files can be added as background layers. You can quickly access data and results for any node by clicking on the object of interest.

10 Tutorial Overview


Data:

The Data view allows you to create variables and relationships, enter assumptions and projections using mathematical expressions, and dynamically link to Excel.

Program Structure 11


Results:

The Results view allows detailed and flexible display of all model outputs, in charts and tables, and on the Schematic.



Scenario Explorer:

You can highlight key data and results in your system for quick viewing.

Notes:

The Notes view provides a place to document your data and assumptions.

The Tutorial Structure 13


The Tutorial Structure This complete tutorial guides you through the wide range of applications that can be covered with WEAP. The first three modules (WEAP in one hour, Basic Tools and Scenarios) present the essential elements needed for any WEAP modeling effort. The other modules present refinements that may or may not apply to your situation.

Aside from the three basic modules, the tutorial modules are designed in a way that they can be completed in any order and independently, as you see fit. They all start with the same model that you will create after completing the first three modules.

Below is a list of all modules, starting with the three basic modules; the bulleted points indicate the aspects covered in each module.

WEAP in One Hour

Creating a New, Blank Study Area

Setting General Parameters

Entering Elements into the Schematic

Getting First Results

Basic Tools

Creating and Using Key Assumptions

Using the Expression Builder

Scenarios

Preparing the Ground for Scenarios

Creating the Reference Scenario

Creating and Running Scenarios

Using the Water Year Method

Refining the Demand Analysis

Disaggregating Demand

Modeling Demand Side Management, Losses and Reuse

Setting Demand Allocation Priorities



Refining the Supply

Changing Supply Priorities

Modeling Reservoirs

Adding Flow Requirements

Modeling Groundwater Resources

Data, Results and Formatting

Exchanging Data

Importing Time Series

Working with Results

Formatting

Reservoirs and Power Production

Modeling Reservoirs

Adding Hydropower Computation

Modeling Run-of-River Power Plants

Water Quality

Setting up Quality Modeling

Entering Water Quality Data

Using Water Quality Inflow Constraints for a Demand Site

Entering Pollution Generating Activity for Demand Sites

Modeling a Wastewater Treatment Plant

The WEAP/ QUAL2K Interface

Linking to QUAL2K

Running Scenarios

Hydrology

Modeling Catchments: the Simplified Coefficient Method

Modeling Catchments: the Soil Moisture Model

Simulating Surface Water-Groundwater Interaction

Financial Analysis

Setting up the Cost and Benefit Model

Modeling Cost

The Tutorial Structure 15


Modeling Benefits

Linking WEAP to MODFLOW

Linking to MODFLOW

Running MODFLOW and Viewing Results

Scenario: Increased Population

Scenario: Irrigation

Scenario: Artificial Recharge

Linking WEAP to LEAP

Linking WEAP and LEAP

Scenario: Hydropower Generation from WEAP

Scenario: Demand for Cooling Water from LEAP

Scenario: Electricity Demand from WEAP


WEAP in One Hour

A TUTORIAL ON

Creating a New, Blank Study Area ......................... 18

Setting General Parameters ...................................... 22

Entering Elements into the Schematic ....................... 25

Getting First Results ................................................ 37

June 2013

18 WEAP in One Hour


Creating a New, Blank Study Area

1. Establish a New, Blank Area.

You are now going to practice creating a new, blank area. When you open WEAP for the first time, a project area called “Weaping River Basin” will appear. Use the Area, Create Area menu option to make a new, blank area.

A window, as shown below, will appear in which you should click on the “Initially Blank” option. In the next steps, you will be defining this area for a specific geographic area of the world - so you can name the area based on this selection if you like (e.g., My_Ghana_Area).

After clicking “OK”, you will get the following screen:

Creating a New, Blank Study Area 19


Click “OK” again. In the next screen, you will select the geographic area for your project from the world map that appears. Click once where you want to begin drawing a rectangle around the area that your project will represent. A green rectangle will appear around the area selected.

You can then use the slider bar on the lower left of the window to zoom into this selected area.

20 WEAP in One Hour


Click on “OK” when you are satisfied with your area boundaries. Note that you can modify these boundaries later by choosing “Set Area Boundaries” on the pull-down menu under Schematic on the top menu bar.

Creating a New, Blank Study Area 21


2. Add a GIS layer to the Area

You can add GIS-based Raster and Vector maps to your project area - these maps can help you to orient and construct your system and refine area boundaries. To add a Raster or Vector layer, right click in the middle window to the left of the Schematic and select “Add a Raster Layer” or “Add a Vector Layer."

A window will appear in which you can input the name of this file and where WEAP can find it on your computer or on the internet. For now, close the window by pressing the “Cancel” button.

Background vector data can be added by clicking “Add Vector Layer." WEAP reads vector information in the SHAPEFILE format. This format can be created by most GIS software.

A large amount of georeferenced data (both in vector and raster format) is available on the Internet, sometimes for free. Beware that some of the downloadable data might need GIS processing before being usable in WEAP, especially to adapt the projection and/or coordinate system.

In WEAP, models are called “areas."

Areas are limited by boundaries, which define the extent of the project area. If you create a new area by copying an existing one, the boundary is kept identical to that of the existing area. To modify boundaries once you have established a New Area, go to Schematic on the menu, and choose “Set Area Boundaries.”

Note that if you want to start with a “blank” area, you can use the steps above to select a geographic area over one of the oceans instead of a land mass.

22 WEAP in One Hour


3. Saving an Area

If you want to save this Area for your own use later, Use the “Area”, “Save…” menu or press Ctrl+S.

Setting General Parameters We are now going to proceed with learning how to navigate through WEAP and its functionalities. For the remaining exercises in this tutorial we will be using a pre-defined Area called “Tutorial."

To open this Area, on the Main Menu, go to Area and select “Open." You should see a list of Areas that includes “Tutorial”—select this Area. You should now see the Schematic as shown below—with blue lines for rivers and a yellow polygon for the city. If you do not see this, go to the Main Menu, select “Revert to Version” and choose the version named “Starting Point for ‘WEAP in One Hour’ module.”

4. Set the General Parameters

Once the Area opens, use the “General” menu to set Years and Time Steps and Units.

Set the Current Accounts Year to 2000 and the Last Year of Scenarios to 2005. Set the Time Steps per year to 12. Set the Time Step Boundary to “Based on calendar month” and starting in January. Keep the default (SI units) for now.

Setting General Parameters 23


The year 2000 will serve as the “Current Accounts” year for this project. The Current Accounts year is chosen to serve as the base year for the model, and all system information (e.g., demand, supply data) is input into the Current Accounts. The Current Accounts is the dataset from which scenarios are built. Scenarios explore possible changes to the system in future years after the Current Accounts year. A default scenario, the “Reference Scenario” carries forward the Current Accounts data into the entire project period specified (here, 2000 to 2005) and serves as a point of comparison for other scenarios in which changes may be made to the system data. There will be a more detailed discussion of scenarios in an upcoming module.

24 WEAP in One Hour


The time steps should be chosen to reflect the level of precision of the data available. A shorter time step will increase the calculation time, especially when several scenarios have to be calculated.

5. Save a version of your Area

Select “Save Version” under the “Area” menu. A window will appear asking for a comment to describe this version. Type “general parameters set."

As with any other program, it is usually a good idea to regularly save your work in WEAP. WEAP manages all the files pertaining to an area for you. Saving a new area will automatically save the related files. The files are saved in the WEAP program installation folder. You can manage the areas, export and import them, back them up and send them per email using the Area…, Manage Areas menu.

WEAP also has a very convenient versioning feature that allow saving versions of a model within the same area. Use the “Area”, “Save Version…:” menu to save a version, and the “Area”, “Revert to Version” to switch to another version. You can switch between recent and older versions without losing data. WEAP will automatically create versions of your model every time you save. It is however better to manually create a version of a status you really want to keep since WEAP will eventually delete old automatic versions to save disk space, keeping only a few.

Entering Elements into the Schematic 25


Entering Elements into the Schematic

6. Draw a River

Click on the “River” symbol in the Element window and hold the click as you drag the symbol over to the map. Release the click when you have positioned the cursor over the upper left starting point of the main section of the river. Move the cursor, and you will notice a line being generated from that starting point.

Follow the main river, drawing from the upstream (upper left) to the downstream (lower right), clicking once to end each segment that you draw. You can follow the line of the river as closely as you like, or you can draw a less detailed representation (below). Note though, that how closely you follow the actual course of the river will have implications for the performance of certain functionalities in WEAP. For example, if you plan to model water quality parameters along the river, it would be advantageous to construct the river element as closely as possible to the actual river course, because WEAP will need to calculate residence times in the river (a function of reach lengths) to perform water quality simulations. Zooming in on the river

The direction of drawing matters: the first point you draw will be the head of the river from where water will flow. You can edit the river course later on by simply clicking-moving any part of the river to create a new point, or right-clicking any point to delete it.

26 WEAP in One Hour


(using the zooming bar in the lower schematic window) can help if you want to follow the rivers path more closely. You do not need to draw a river on the branch coming horizontally from the left. You can also adjust the river later if you want to add more detail.

When you double click to finish drawing the river, a dialog box appears for naming the river (see below).

Name the river "Main River."



You may also enter an optional label for the schematic presentation (a shorter label can help to keep the schematic from becoming cluttered).

You can move the river label to another location by right clicking anywhere on the river and selecting "Move Label." The label will follow the cursor -single click when the label is in the desired location.

7. Enter Data for the Main River

To enter and edit data for the Main River, either right-click on the Main River and select Edit data and any item in the list, or switch to the Data view by clicking on the Data symbol on the left of the main screen. Select: Supply and Resources/ River /Main River in the Data tree. You may have to click on the “plus sign” icon beside the Supply and Resources branch in order to view all of the additional branches below it in the tree.

28 WEAP in One Hour


Alternatively, you can use the Tree pull-down menu and select “Expand All” to view all branches.

The "Inflows and Outflows" window should be open - if it isn't, click on the appropriate button. Click on the "Headflow" tab. Click on the area just beneath the bar labeled “2000” in the data input window to view a pull-down menu icon. Select the “Monthly Time-Series Wizard” from the drop--down menu.



Use the Monthly Time Series Wizard to enter the following data series:

Month Flow (CMS) Jan 12 Feb 7 Mar 11 Apr 17 May 80 Jun 136 Jul 45 Aug 32 Sep 38 Oct 18 Nov 9 Dec 7

Note that as you enter each data point, the data is shown graphically also. Do not input or change any other data yet. Push Finish to close the wizard.

WEAP divides up rivers into reaches (segments). Originally your river has only one reach; as you add withdrawal and return points, WEAP will automatically create new reaches.

30 WEAP in One Hour


8. Create an Urban Demand Site and Enter the Related Data

Creating a demand node is similar to the process you used to create a river. Return to the Schematic view and pull a demand node symbol onto the schematic from the Element window, releasing the click when you have positioned the node on the left bank of the river (facing downstream) in the yellow area that marks the city’s extent.

Enter the name of this demand node as "Big City" in the dialog box, and set the demand priority to 1.

The Demand Priority represents the level of priority for allocation of constrained resources among multiple demand sites. WEAP will attempt to supply all demand sites with highest Demand Priority, then moving to lower priority sites until all of the demand is met or all of the resources are used, whichever happens first.



Right click on the Big City demand site and select "Edit data" and "Annual Activity Level." This is the alternative way to edit data, rather than clicking on the "Data" view icon on the side bar menu and searching through the data tree.

You must first select the units before entering data. Pull down the "Activity Unit" window, select "People”, and click “OK."

32 WEAP in One Hour


In the space under the field labeled”2000”, enter the Annual Activity Level as 800000.

Next, click on the "Annual Water Use Rate" tab and enter 300 under the year 2000.



Finally, click on the "Consumption" tab and enter 15. Note that the units are pre-set to "percent."

9. Create an Agriculture Demand Site

Pull another demand node symbol into the project area and position it on the other side of the Main River opposite and downstream of Big City.

Name this demand node "Agriculture", and set the demand priority to 1.

Consumption represents the amount of water that is actually consumed (i.e. is not returned in the form of wastewater).

34 WEAP in One Hour


In the same manner as for Big City, enter the Annual Activity Level and Annual Water Use Rate in the Data View for the Agriculture demand site after first selecting "hectares" as the units (you may have to click on the “plus” sign to the left in the tree in order to see all of the area options).

Annual Activity Level 100,000 hectares Annual Water Use rate 3,500 m3/hectare

Select the Monthly Variation tab and the Monthly Time Series Wizard to enter the data below for the monthly variation in the water use rate.

Monthly Variation:

- 5% in April - 10% in May and June

- 20% in July - 30% in August - 25% in September - 0% for the rest of the year

Finally, click on the Consumption tab and enter 90.

The monthly variation is expressed as a percentage of the yearly value. The values for all of the months have to sum up to 100% over the full year. If you don’t specify monthly variation, WEAP will prescribe a monthly variation based on the number of days in each month.



You could have created one single demand site integrating both urban and agriculture demand. However, we will see later that this removes some of the flexibility in the water supply priorities allocation.

10. Connect the Demand with a Supply

You now need to tell WEAP how demand is satisfied; this is accomplished by connecting a supply resource to each demand site. Return to the Schematic view and create a Transmission Link from the Main River to Big City and to Agriculture. Do this by dragging the Transmission Link first to a position on the river, releasing the click, then pulling the link to Big City and double clicking on this demand node. Do the same for Agriculture, but start the Transmission Link downstream of the one created for Big City.

Select a Supply Preference of 1 for each Transmission Link.

11. Create Return Flow Links

Now create a Return Flow from Big City to the Main River. Do the same for Agriculture to the Main River. Follow the same "drag and release" procedure as for the Transmission Links.

The Supply Preference parameter allows you to define which source should be used in priority to supply water to this Demand Site. WEAP will attempt to supply all of the demand with sources having the highest preference level, only using lower-level sources if the high-level sources do not have sufficient supply.

36 WEAP in One Hour


The return flow for the urban demand site should be positioned downstream of the agriculture withdrawal point. In the flow direction, the sequence should be: withdrawal for Big City, withdrawal for Agriculture, return from Big City, return from Agriculture.

Next, set the Return Flow Routing for the Big City Return Flow. Do this by right-clicking on each Return Flow and selecting "edit data" and "Return Flow Routing" or by going to the Data view\Supply and Resources\Return Flows\from Big City. Do the same for the Agriculture Return Flow.

Set the Return Flow Routing to 100%.

Return Flow Routing is the percent of total outflow from a demand site that is directed through a Return Flow Link. If only one Return Flow Link is created for a demand node, then the Return Flow Routing for that link must be 100%. Likewise, if multiple Return Flow links are created for a demand node, then Routing factors for all of the links must sum to 100%. Losses within the Return Flow Links are spectified separately.

Getting First Results 37


12. Check your Model

At this point, your model should look similar to the figure below.

Getting First Results

13. Run the Model

Click on the “Results” view to start the computation. When asked whether to recalculate, click yes. This will compute the entire model for the Reference Scenario - the default scenario that is generated using Current

38 WEAP in One Hour


Accounts information for the period of time specified for the project (here, 2000 to 2005). When the computation is complete, the Results view will appear.

14. Check your Results

Click on the “Table” tab and select “Demand” and “Water Demand” from the primary variable pull-down menu in the upper center of the window (see below). Also, click the “Annual Total” Box.

If you have entered all data as listed in previous steps, you should obtain the following annual demand values for each year (2000 to 2005) of the Reference scenario:

Annual Demand for Agriculture 350 M m3 Annual Demand for Urban Area 240 M m3

Getting First Results 39


15. Look at Additional Results

Now, look at the monthly Demand Coverage rates in graphical form. Click on the “Chart” tab. Select “Demand” and “Coverage” from the primary variable pull-down menu in the upper center of the window.

Format the graph by selecting the 3-D option on the left side-bar menu, and ensure that “All months” is selected in the pull-down menu above the graph (also keep the “Monthly Average” option checked). The graph should like the one below.

If you do not obtain those values go back to the “Data” view and check your inputs.

If you obtain an error or warning message read it carefully as it might reveal where in your inputs is the discrepancy, or which step you skipped.

40 WEAP in One Hour


During the months of December and February, which have little flow in the river, Big City lacks water, and therefore demands go unmet. Agriculture only has a shortfall in supply in the month of August and September, when the plants require the most water.

You can fully customize the way WEAP charts are displayed, as well as print or copy graphs to the clipboard using the toolbox located to the right of the graph.


Scenarios

A TUTORIAL ON

Preparing the Ground for Scenarios .......................... 42

Creating the Reference Scenario ................................. 43

Creating and Running Scenarios ............................... 48

Using the Water Year MethodError! Bookmark not defined.

June 2013

42 Scenarios


Note:

For this module you will need to have completed the previous modules (WEAP in One Hour and Basic Tools) or have a fair knowledge of WEAP (data structure, Key Assumptions, Expression Builder). To begin this module, go to the Main Menu, select “Revert to Version” and choose the version named “Starting Point for ‘Scenarios' module."

Preparing the Ground for Scenarios

1. Understand the Structure of Scenarios in WEAP

In WEAP the typical scenario modeling effort consists of three steps. First, a “Current Accounts” year is chosen to serve as the base year of the model; Current Accounts has been what you have been adding data to in the previous modules. A “Reference” scenario is established from the Current Accounts to simulate likely evolution of the system without intervention. Finally, “what-if” scenarios can be created to alter the “Reference Scenario” and evaluate the effects of changes in policies and/or technologies.

Read the “Scenarios” help topic (under the Data subheading in the Help Contents) for a more detailed description of the WEAP approach.

2. Change the Time Horizon for the Area

In the Data or Schematic view, under the General\Years and Time Steps menu, change the “Time Horizon” of the Area.

Current Accounts Year 2000 (unchanged) Last Year of Scenarios 2015

3. Create an Additional Key Assumption

Create the following key assumption:

Population Growth Rate 2.2

There is no unit for this Key Assumption, but remember to change the “Scale” field to Percent.

Creating the Reference Scenario 43


Creating the Reference Scenario

4. Describe the Reference Scenario

The “Reference” Scenario always exists. Change its description in the Area\Manage Scenarios menu to reflect its actual role. Note that you must be in the Data View or Schematic view to have access to the “Manage Scenarios” option in the Area menu.

For example, “Base Case Scenario with population growth continuing at the 1960-1995 rate and slight irrigation technology improvement."

5. Change the Unit Irrigation Water Use

In the Data View, change the “Unit Irrigation Water Needs” Key Assumption to reflect a new annual pattern for the period (2001-2015) after the Current Accounts year. To make the change, you will need to select the “Reference” scenario from the drop-down menu at the top of the screen. Use the “Yearly Time-Series Wizard” to construct the time series.

44 Scenarios


First, select the function "Interpolate" by clicking on it, then click "Next."



Click on "Enter Data" in the next window, click "Next", then click "Add" to add the following data to the time series:

Type of Time Series: Interpolate Data: 2000 3500 2005 3300 2010 3200

2015 3150 Growth after last year: 0%

Note that the first data point, for the year 2000, should already be listed in the data input window because it was input when the “Unit Irrigation Water Needs” Key Assumption was created in the Current Accounts (see Exercise 1 under Creating and Using Key Assumptions, Basic Tools Module).

As you can see while running the Yearly Time Series Wizard, WEAP offers a wide range of techniques to build time series, including importing from Excel files, creating step functions, using forecasting equations etc.

The Yearly Time Series Wizard helps you create expressions. You can also simply type or edit the expression (in this case, “Interp( 2000,3300, 2005,3300, 2010,3200, 2015,3150 )” without running the wizard, either directly or through the Expression Builder.

46 Scenarios


6. Set the Population Growth

Set the population of Big City to grow by the rate defined by the “Population Growth Rate” Key Assumption defined in an earlier step. Here again you will have to select the “Reference” scenario in the drop-down menu at the top of the Data view.

Make sure you have the Big City Demand Site and its Annual Activity Level tab selected. Delete the current expression and select the “Growth” function in the Expression Builder in the pull-down menu below the 2001-2015 field (Note that the present expression in this field is the same as that for the Current Accounts year). Then click on the “Branch” tab above the text field. Either double click on the "Population Growth Rate" Key Assumption in the Data Tree, or drag it down into the expression window. Your final function should read “Growth(Key\Population Growth Rate/100)”

Note that you have to divide the “Population Growth Rate” by 100 in order for WEAP to recognize the value of 2.2 in the Key Assumption as 0.022 in the calculation.

The same effect could have been modeled without creating a Key Assumption in the first place. We will see however that doing so provides more flexibility when adding other scenarios.

Any value for which no time series is defined for the “Reference” scenario is assumed to remain constant. In our case for example, the Agriculture demand will remain constant until 2015 unless we change this variable as well.



7. Run the Reference Scenario

Run the Reference Scenario by clicking the “Results” view. Look at a 3-D graph of “Unmet Demand” (select “Annual Total”) for both demand sites. It should be similar to the figure below. Think about the following points.

How does the demand evolve compared to the unmet demand? Why is the total unmet demand decreasing at first and then increasing?

48 Scenarios


Creating and Running Scenarios

8. Create a New Scenario to Model High Population Growth

Create a new scenario to evaluate the impact of a population growth rate for Big City higher than 2.2% for the period 2001-2015.

For this, choose the menu “Area”, “Manage Scenario”, right-click the “Reference” scenario and select “Add." Name this scenario “High Population Growth” and add the description “This scenario looks at the impact of increasing the population growth rate for Big City from a value of 2.2% to 5.0%.”

9. Enter the Data for this Scenario

Make the following changes in the Data view after having chosen your new scenario in the drop-down menu at the top of the screen:

Creating and Running Scenarios 49


Select the “Population Growth Rate” Key Assumption and change the value under the 2001-2015 field to 5.0. Note that the color of the data field changes to red after the change - this occurs for any values that are changed to deviate from the “Reference” scenario value.

10. Compare Results for the Reference and Higher Population Growth Scenarios

Compare, graphically, the results for the two scenarios we have established so far (Reference and Higher Population Growth).

For example, select “Water Demand” from the primary variable pull-down menu. Click in the drop-down menu to the right of the chart area (above the graph legend), and select “All Scenarios." Choose to show only Big City demand by selecting it from the pull-down list in the upper left pull-down menu of the Results window. Your graph should be similar to the one below.

50 Scenarios


Note the higher Water Demand for Big City in the “Higher Population Growth” scenario, as expected.

Next, compare “Unmet Demand” for the two scenarios. Use the primary variable pull-down menu to select “Unmet Demand."

Again, note the higher Unmet Demand for the Higher Population Growth scenario.

When creating many scenarios in the same area, the computation can become lengthy. In this case you can exclude some of the scenarios from the calculation by unchecking the “Show results for this scenario” box in the scenario manager for those scenarios.


Refining the Supply

A TUTORIAL ON

Changing Supply Priorities ....................................... 52

Modeling Reservoirs ................................................. 55

Adding Flow Requirements ...................................... 61

Modeling Groundwater Resources ............................. 64

June 2013

52 Refining the Supply


Note:

For this module you will need to have completed the previous modules (“WEAP in One Hour, Basic Tools, and Scenarios) or have a fair knowledge of WEAP (data structure, Key Assumptions, Expression Builder, creating scenarios). To begin this module, go to the Main Menu, select “Revert to Version” and choose the version named “Starting Point for all modules after ‘Scenarios’ module.”

Changing Supply Priorities

1. Create a new Transmission Link for water reuse

Create a new transmission link starting at the Big City Demand Site and ending at the Agriculture Demand Site. This is a conceptual model of reuse of urban wastewater for agriculture purposes. Set the Supply Preference on this Transmission Link to 2.

Supply Preference 2

If water quality were a concern, a wastewater treatment plant could have been added to treat the water from Big City before Agriculture received it. Having the treatment plant in the schematic would make it possible to simulate the changes in water quality before and after treatment.

Changing Supply Priorities 53


2. Results when you change Supply Preferences

Try changing the Supply Preferences of the two links that now supply Agriculture and look at the related results for Demand Site Coverage. To change Supply Preferences, either right click on the Transmission Link in the Schematic view or go to the Data view and click on the appropriate Transmission link below Supply and Resources\Linking Demands and Supply\Agriculture.

Try the following combinations:

Supply Preferences = 1 from the Main River, 2 from Big City



Supply Preferences = 2 from the Main River, 1 from Big City

Supply Preferences = 1 from the Main River and 1 from Big City

Do you understand why the differences in Demand Coverage occur when the Supply Preferences change?

Modeling Reservoirs 55


You can modify the display of preferences on the schematic by using the “Schematic\Change the Priority View” menu. The “View Allocation Order” option will display the actual priority order in which WEAP computes supply. This is a function of the Supply Preference of the link as well as the Demand Priority of the demand site.

Note that you can study the impact of changing Supply Preferences, like Demand Priorities, by creating alternative scenarios.

3. Revert to original model

You can do this using the “Revert to Version” option under the Area menu. Choose “Starting Point for all modules after Scenarios module” as you did at the beginning of this exercise.

Modeling Reservoirs

4. Create a Reservoir and enter the related data

First, create a new scenario inherited from “Reference”, and name it “Reservoir Added." Then add a reservoir object on the Main River upstream of Big City, and name it "Main River Reservoir" Be sure to unclick the box where it asks if this object is active in Current Accounts.

Leave the Demand Priority at 99 (default).



Right click on Main River Reservoir and select "Edit Data." Select the “Storage Capacity” variable to enter the Data view (Make sure you have the “Reservoir Added” scenario selected). Once you are in the Data view, you will first have to click on the “Startup Year” button before you can alter any other parameters.

Choose 2002 as the startup year for Main River Reservoir

Then click on the “Physical” button and change the following parameters:

Storage Capacity 70 M m3 Note that the Scale is set to "Million"



More details about reservoirs operation and hydropower production are provided in the “Reservoirs and Power Production” module of the WEAP tutorial.

5. Run the Model and Evaluate the Results

Compare the Demand Site Coverage for Agriculture in the “Reference” and “Reservoir Added” scenarios.

- Demand Coverage: why does Agriculture have higher coverage with the Main River Reservoir in place?



- Reservoir Storage Volume: does the solution of building a reservoir appear to be sustainable? Use the primary variable pull down menu to select Reservoir Storage Volume (under Supply and Resources\Reservoir), and select “All Years” from the pull down menu at the bottom of the graph.



- Flow in the River: how does having the reservoir on the Main River change the flow downstream compared to the Reference scenario? Select Streamflow (under Supply and Resources\River) from the primary variable pull-down menu and click on “Monthly Average." Choose the year 2002 from the “Selected Years” option on the bottom menu, and choose the reach below Withdrawal Node 2 for comparison.

You may want to switch to a logarithmic axis (the button is located on the vertical toolbar on the far right) to see more clearly the differences in flow upstream and downstream of the Main River Reservoir.



Now select the reach below Return Flow Node 1 for comparison. Why is streamflow along this reach more similar for the two scenarios?

The creation of a large reservoir allows storage of “excess” water during high flow periods to cover water demand during low flow periods. The price to pay is, however, a potentially large impact on the hydrological regime of the river downstream of the reservoir. The Return Flows from Big City and Agriculture provide the flow in the Main River during the spring and winter months. A reservoir’s operation variables and flow requirements can be used to mitigate the reservoir’s downstream impact.

Adding Flow Requirements 61


Adding Flow Requirements

6. Create a Flow Requirements

Create another new scenario: “Flow Requirement Added." This scenario is inherited from the “Reservoir Added” scenario. The scenario tree should look like the one below:

Now add a “Flow Requirement” to the Schematic view below the withdrawal node for the Big City, but upstream of the withdrawal node for Agriculture.

Demand Priority 1 (default)



Right click on the Flow Requirement and select Edit Data\Minimum Flow Requirement. Add the value below (make sure you still have the “Flow Requirement Added” scenario selected):

Minimal Flow Requirement 5 CMS


Look at the results and think about the related questions.

- How does adding the flow requirement change streamflow in the reach below the flow requirement?

Compare streamflow below the flow requirement for the “Reference”, “Reservoir Added”, and “Flow Requirement Added” scenarios for the same year (2002). You should obtain a graph like the one below:

Adding Flow Requirements 63


- What is the Flow Requirement coverage?

You can view these data by selecting "Instream Flow Requirement Coverage" under Demand. (Switch off the logarithmic display for the y axis, and select only the “Flow Requirement Added” scenario for viewing).

- Why has the coverage now changed for the Big City?

Select “Demand Coverage” from the primary variable pull-down menu, select the Big City demand site, and select the “Reference”, “Reservoir Added”, and “Flow Requirement Added” scenarios for viewing.



- Assuming this flow requirement was more important than supplying the Big City, how should the model be changed to ensure that the flow requirement is fulfilled?

The relative level of Demand Priority for Big City, Agriculture and the Flow Requirement will determine which demand is covered first. To ensure that the Flow Requirement is covered first, change the Demand Priority of Big City to a value higher than for the Flow Requirement, since it is upstream of the Flow Requirement.

Modeling Groundwater Resources

8. Create a Groundwater Resource

Create a Groundwater node next to the City and name it "Big City Groundwater." Also, make it active in Current Accounts.

Modeling Groundwater Resources 65


Give Big City Groundwater the following properties (make sure you are in Current Accounts when entering these data - you will realize you are not if there is no tab for Initial Storage):

Storage Capacity Unlimited (default, leave empty) Initial Storage 100M m3 Natural Recharge (use the Monthly Time Series Window, accessed in the field under "2000") - Nov. to Feb. 0M m3/month - Mar. to Oct. 10M m3/month



9. Connect Big City Groundwater with Big City

Use a Transmission Link to connect Big City Groundwater to the Big City demand site, and provide it with a Supply Preference of 2.

Your model should look similar to the figure below:

10. Update the characteristics of the Transmission Link between the Main River and Big City

Change the characteristics of the Transmission Link connecting the Main River (Withdrawal Node 1) and Big City (make sure you are in Current Accounts):

Supply Preference 1 (default) Maximum Flow Volume 6 m3/sec




Look at the following results and think about the related questions.

- Is the groundwater extraction required to meet demands under these conditions sustainable?

To view these results, select “Groundwater Storage” from the pull-down menu under “Supply and Resources\Groundwater."

The Maximum Flow Volume or Percent of Demand parameter represents restrictions in the capacity of a resource (due, for example to equipment limits).



- How does the relative use of water from Big City Groundwater and the Main River evolve at the Big City demand site?

To view these graphical results for Big City specifically, first select "Supply Delivered" under Demand using the primary variable pull-down menu. Then choose "All Sources" in the pull-down menu on the right side of the window above the graph legend. Next, select Big City as the demand site to view using the pull-down menu centered above the graph and directly below primary variable field. Click on “Annual Total."



Groundwater recharge and interaction with rainfall and surface water can be modeled rather that entered as inputs. Refer to the “Hydrological Modeling” tutorial for more details.

Other resources can be modeled using the “Other Supply” object, which is characterized by a monthly “production” curve. This object can be used to simulate a desalination plant or inter-basin transfers, for example.


Reservoirs and Power Production

A TUTORIAL ON

Modeling Reservoirs ................................................. 72

Adding Hydropower Computation ............................ 76

Modeling Run-of-River Power Plants ........................ 79

June 2013

72 Reservoirs and Power Production


Note:

For this module you will need to have completed the previous modules (“WEAP in One Hour, Basic Tools, and Scenarios) or have a fair knowledge of WEAP (data structure, Key Assumptions, Expression Builder, creating scenarios). To begin this module, go to the Main Menu, select “Revert to Version” and choose the version named “Starting Point for all modules after ‘Scenarios’ module.”

Modeling Reservoirs

1. Create a Reservoir

Create a Reservoir on the Lake located upstream of the Big City. Name it “Big City Reservoir."

Demand Priority 99 (default)

Entering a Demand Priority of 99 ensures that the reservoir will only fill if all other needs are fulfilled, including downstream demand.

2. Enter the Physical Data

Right click on Big City Reservoir to edit data. Enter the following data in the “Physical” window (make sure you are in Current Accounts).

Storage Capacity 70 M m3 Initial Storage 25 M m3 Volume Elevation Curve Volume Elevation M m3 m 0.0 190 30.0 210 70.0 216 Net Evaporation 25 mm/month.



The “Volume Elevation Curve” is used both to model the surface for evaporation and to compute the head in case hydropower production is simulated. A cylindrical shape is assumed in converting volume and elevation into area.

Net evaporation needs to account for both rainfall and evaporation. It can therefore be a positive or a negative number; monthly variations can be modeled using the “Monthly Time Series Wizard."



3. Enter the Operation Data

In the same view, enter the following data in the “Operation” window.

Top of Conservation 60 Top of Buffer 40 Top of Inactive 5 Buffer Coefficient 1.0

As illustrated by the figure to the left, WEAP allows the modeling of advanced reservoir operation through the definition of several zones that have different operational constraints.

More can be learned through the Help file’s “Reservoir Zones and Operation” screen or by clicking on the help button when in the Reservoir’s Operation tab.

4. Understanding the Impact of the Buffer Coefficient

Now create a new scenario inherited from the “Reference” scenario. Name this scenario “Buffer Coefficient Changes." Then go back to the Data view (make sure that you are in the new scenario you just created) and change the buffer coefficient to 0.1. Click on results to run the new model.



Compare, for the “Reference” and “Buffer Coefficient Changes” scenarios, the results for “Reservoir Storage Volume”, found under the “Supply and Resources\Reservoirs” branch of the primary variable pull-down menu. Select “All Years” from the pull-down menu at the bottom of the graph, and click on “Monthly Average” at the top of the graph. Choose the “Reference” scenario and “Buffer Coefficient Changes” scenario for viewing from the pull-down menu above the legend. You can choose “Big City Reservoir” from the pull-down menu directly above the graph.

Also compare results also for Demand Coverage (under the Demand branch). Select the “Reference” and “Buffer Coefficient Changes” scenarios from the pull-down menu above the graph legend. Select “Big City” as the demand site for viewing from the remaining pull-down menu directly above the graph.



The Buffer Coefficient provides a way to regulate water releases when the water level in the reservoir is within the buffer zone (see figure in the information box of the previous step). When this occurs, the monthly release cannot exceed the volume of water in the buffer zone multiplied by this coefficient. In other words, the buffer coefficient is the fraction of the water in the buffer zone available each month for release. Thus, a coefficient close to 1.0 will cause demands to be met more fully while rapidly emptying the buffer zone, while a coefficient close to 0 will leave demands unmet while preserving the storage in the buffer zone. This is why lower Demand Site Coverage is observed for results in the “Buffer Coefficient Changes” scenario above.

Adding Hydropower Computation

5. Understanding the way WEAP models Power Production

WEAP can model Power Production in three different ways: through on-line reservoirs, through off-line reservoirs, and through run-of-river hydropower plants.

Refer to the help for more information on each category.

6. Add Power Production Capabilities to Big City Reservoir

In t his example we will model an on-line reservoir power plant. Enter the following data under the “Hydropower” window for Big City Reservoir in the Current Accounts.

Max Turbine Flow 80 CMS Tailwater Elevation 195m Plant Factor 100% Generating Efficiency 60%

Adding Hydropower Computation 77


Look at the “Hydropower Calculations” help topic for more information about how WEAP computes power production.

7. Compute Hydropower Production and Understand the Results

Run the model and look at the results in the Reference scenario for power production for the year 2000.

The results can be accessed under the Primary Variable pull-down menu under “Supply and Resources/Reservoir/Hydropower."



Do you understand why production levels between May and June are so similar, even though flow in Main River and downstream water release is much greater in June? To confirm this, look at the results for “Streamflow” in the reach above Big City Reservoir (Main River Headflow).

The streamflow that can be processed by the turbine has been capped to 80CMS (see previous step), meaning that even though there is a higher discharge in June, the excess quantity flows downstream without going through the turbine. Hydropower in June would be the same for May and June if not for the fact that the Storage Elevation in Big City Reservoir was slightly lower at the end of April than it was at the end of May (look at the Storage Elevation results to confirm this - these numbers represent the status at the end of each month indicated). This effect was slightly offset by the fact that May has 31 days to produce power, whereas June has 30 days, but June still ended up having slightly higher total production.

Off-line, “local” reservoirs’ hydropower production can be modeled in the same way.

Modeling Run-of-River Power Plants 79


Modeling Run-of-River Power Plants

8. Create a Run-of-River Hydro Object

Create a Run-of-River Hydro Object on the Main River upstream of the Big City Reservoir created in the previous exercise. Name it “Big City Run of River."

Enter the following data in the “Supply and Resources\River\Run of River Hydro” branch of the Data tree in the Data View:

Max Turbine Flow 80 CMS Plant Factor 100% Generating Efficiency 60% Fixed Head 19.5 m



9. Run and Compare Results

Run your model and create a graph comparing the power production for the run-of-river and the reservoir power plants. Do this by selecting “All Hydropower” from the pull-down menu above the legend.

What are the reasons for the differences between both curves?

Modeling Run-of-River Power Plants 81


Note that the Run of River hydropower is slightly higher in May than June, in contrast to Big City Reservoir power production. This is due to the additional day available in May compared to June. Run of River hydropower production does not have Storage Elevation as limiting effect, whereas the Reservoir was still filling in May, which decrease the Reservoir production for that month compared to June.

How does the run-of-river plant influence the streamflow of the river, when compared to the Big City Reservoir plant?

To view this on the chart, select “Streamflow” from the primary variable pull-down menu and choose “Selected Main River Nodes and Reaches” from the pull-down menu above the legend. Select the following reaches: “Headflow”, “Big City Run of River”, “Below Big City Run of River”, “Big City Reservoir”, and “Below Big City Reservoir” from the list.



A reservoir can store water during high flows and release during low flow, thus having a smoothing effect. A run-of-river operation, however, processes whatever water flows in the river at any given point in time. Therefore, it does not affect the shape of the streamflow curve.

Long-range Energy Alternatives Planning System

Sistema de Planeamiento de Alternativas Energéticas de Largo Plazo

EJERCICIOS DE PRÁCTICA

Julio 2013 (versión actualizada para LEAP 2012)

Estos ejercicios son para ser usados con LEAP2011 para Windows. Descargar la última versión de LEAP de http://forums.seib.org/leapwww.energycommunity.org antes de usar estos ejercicios.

Stockholm Environment Institute – U.S. Center 11 Curtis Avenue Somerville MA 02144-1224 USA Tel: +1 (617) 627-3786 Fax: +1 (617) 449-9603 Web: www.energycommunity.org,www.sei-us.org and www.sei-international.org Email: [email protected]

Fundación Bariloche Av. Bustillo, km 9,5 (8400) San Carlos de Bariloche Rió Negro ARGENTINA

Tel: 0054 2944-462500 Fax: 0054 2944-462500 Web: TUwww.fundacionbariloche.org.arUT Email: [email protected]

TABLA DE CONTENIDOS INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................... 1

CÓMO COMENZAR A TRABAJAR CON LEAP .................................................................................................. 3 ¿CÓMO OBTENER AYUDA SOBRE EL LEAP?.................................................................................................. 7

EJERCICIO 1: INTRODUCCIÓN AL LEAP............................................................................................. 9 1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE FREEDONIA ................................................................................................. 9 1.2. PARÁMETROS BÁSICOS .......................................................................................................................... 9 1.3. DEMANDA............................................................................................................................................ 10

1.3.1. Estructuras de Datos ................................................................................................................... 10 1.3.2. Año Base...................................................................................................................................... 12 1.3.3. Escenario de Referencia.............................................................................................................. 14 1.3.4. Visualización de los Resultados .................................................................................................. 15

1.4. TRANSFORMACIÓN............................................................................................................................... 17 1.4. TRANSFORMACIÓN............................................................................................................................... 18

1.4.1. Transmisión y Distribución ......................................................................................................... 19 1.4.2. Generación de Electricidad......................................................................................................... 20 1.4.3. Visualización de los Resultados .................................................................................................. 24

1.5. EMISIONES ........................................................................................................................................... 26 1.5.1. Visualización de los Resultados................................................................................................... 27

1.6. UN SEGUNDO ESCENARIO: GESTIÓN DEL SECTOR DE DEMANDA Y LA OFERTA ................................... 27 1.6.1. Resultados del Escenario DSM ................................................................................................... 29

EJERCICIO 2: DEMANDA ........................................................................................................................ 31 2.1. INDUSTRIA ........................................................................................................................................... 31

2.1.1. Año Base...................................................................................................................................... 31 2.1.2. Escenario de Referencia.............................................................................................................. 32 2.1.3. Visualización de los Resultados .................................................................................................. 33

2.2. TRANSPORTE........................................................................................................................................ 33 2.2.1. Año Base...................................................................................................................................... 33 2.2.2. Escenario de Referencia.............................................................................................................. 34 2.2.3. Visualización de los Resultados .................................................................................................. 35

2.3. COMERCIO: ANÁLISIS DE ENERGÍA ÚTIL.............................................................................................. 35 2.3.1. Año Base...................................................................................................................................... 36 2.3.2. Escenario de Referencia.............................................................................................................. 37 2.3.3. Visualización de Resultados........................................................................................................ 37

2.4. DEMANDAS FINALES TOTALES ............................................................................................................ 37 EJERCICIO 3: TRANSFORMACIÓN...................................................................................................... 39

3.1. CARBONERAS....................................................................................................................................... 39 3.2. CENTRALES ELÉCTRICAS ..................................................................................................................... 40 3.3. REFINERÍAS.......................................................................................................................................... 40 3.4. MINERÍA DEL CARBÓN......................................................................................................................... 41

EJERCICIO 4: ANÁLISIS DE COSTO-BENEFICIO ............................................................................. 47 4.1. EL ANÁLISIS DE COSTO-BENEFICIO EN LEAP: BREVE INTRODUCCIÓN ................................................ 47 4.2. CÓMO CREAR ESCENARIOS DE POLÍTICA.............................................................................................. 48 4.3. CÓMO INGRESAR DATOS DE COSTEO ................................................................................................... 48

4.3.1. Escenario de Iluminación Eficiente............................................................................................. 49 4.3.2. Escenario de Heladeras Eficientes.............................................................................................. 50 4.3.3. Escenario de Eficiencia Energética Industrial............................................................................ 50 4.3.4. Escenario de Colectivos de GNC ................................................................................................ 51 4.3.5. Costos de Transformación........................................................................................................... 51 4.3.6. Escenario de Gas Natural y Renovables ..................................................................................... 52 4.3.7. Costos de los Recursos ................................................................................................................ 53

4.4. CÓMO MOSTRAR LOS RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE COSTO-BENEFICIO ............................................. 53 EJERCICIO 5: ESTUDIO DE TRANSPORTE ........................................................................................ 56

5.1. PARÁMETROS Y ESTRUCTURAS BÁSICAS ............................................................................................. 56 5.2. DATOS DEL AÑO BASE......................................................................................................................... 58

5.3. FACTORES DE EMISIÓN DEL AÑO BASE................................................................................................ 60 5.4. ESCENARIO SIN CAMBIOS..................................................................................................................... 62 5.5. ESCENARIOS DE POLÍTICA.................................................................................................................... 64

5.5.1. Consumo Específico Mejorado (IFE).......................................................................................... 64 5.5.2. Mayor Penetración en el Mercado de Vehículos Eléctricos Híbridos (HYB) ............................. 65 5.5.3. Mayor Penetración en el Mercado de Autos y SUVs Diesel (DSL)............................................. 65 5.5.4. Introducción de una nueva Reglamentación sobre Emisiones de Caños de Escape (TAIL) ....... 66 5.5.5. Promoción de la compra de Autos por sobre los SUVs............................................................... 66

EJERCICIO 6: GENERACIÓN ELÉCTRICA DE MÍNIMO COSTO.................................................. 70 6.1. INGRESANDO LOS DATOS DE GENERACIÓN ........................................................................................... 70 6.2. CREANDO LA CURVA DE CARGA A PARTIR DE LA IMPORTACIÓN DE DATOS HORARIOS ......................... 73 6.3. ESCENARIOS DE SIMULACIÓN PARA EXPLORAR LAS DISTINTAS TECNOLOGÍAS ..................................... 76

6.3.1. Resultados ................................................................................................................................... 77 6.4. INCORPORANDO LA VALORIZACIÓN DE LAS EXTERNALIDADES............................................................ 78 6.5. UTILIZANDO LA OPTIMIZACIÓN PARA IDENTIFICAR EL EQUIPAMIENTO DE MÍNIMO COSTO ................... 79 6.6. UTILIZANDO RESTRICCIONES EN LA OPTIMIZACIÓN FIJANDO UN LÍMITE A LAS EMISIONES DE CO2 ...... 82 6.7. USANDO SUS PROPIOS DATOS ............................................................................................................... 84

1

EJERCICIOS DE PRÁCTICA PARA LEAP Introducción Estos ejercicios de práctica introducen en el uso de LEAP, el Sistema de Planeamiento de Alternativas Energéticas de Largo Plazo, y en su aplicación para el análisis energético y ambiental. Los ejercicios se usan habitualmente como parte de los cursos de entrenamiento de LEAP. Presuponen un cierto conocimiento previo de temas energéticos y familiaridad con software para Windows, incluyendo hojas de cálculo (como las de Excel de Microsoft). Estos ejercicios de práctica están diseñados en módulos. Si sólo se dispone de unas pocas horas para dedicarle y se quiere tener una impresión general de cómo funciona LEAP, se deberá completar al menos el Ejercicio 1. El Ejercicio 1 introduce en los elementos básicos del análisis de oferta y demanda de energía, la proyección de requerimientos energéticos y el cálculo de cargas ambientales. Se debe completar el Ejercicio 1 antes de comenzar el Ejercicio 2. Los Ejercicios 2 y 3 permiten desarrollar un análisis básico de energía (y emisiones), crear escenarios, y evaluar algunas opciones individuales de políticas y técnicas, tales como la co-generación, parámetros de eficiencia energética, y sustitución de centrales a carbón por gas natural. Los ejercicios cubren análisis de demanda, oferta, cargas ambientales y escenarios, y se pueden realizar individualmente o juntos. Completarlos puede demandar de 2 a 4 días en total. Todos los ejercicios se basan en información referida a un país ficticio llamado “Freedonia”, y presentan datos similares a los que se encontrarían en situaciones reales. Como sucedería en una situación real, en algunos casos será necesario adaptar la información a un formato adecuado para ser incorporado a LEAP. Se ofrecen sugerencias de ayuda para asegurar que los enfoques adoptados sean consistentes. Para verificar que los ejercicios tengan resultados satisfactorios, los ejercicios 1 a 3 tienen una “respuesta correcta”, y se deberán corregir los resultados según los datos en las “hojas de respuestas”. Será necesario tener en cuenta que las estructuras de los datos ingresados pueden variar, pero los requerimientos energéticos proyectados deben coincidir con los de las respuestas proporcionadas. Si se desea saltear algún ejercicio, se podrá importar sus resultados. Por ejemplo, los usuarios interesados sólo en análisis de oferta (Ejercicio 3) podrán importar un conjunto de datos correspondiente a los resultados del Ejercicio 2 (análisis de demanda). El Ejercicio 4 permite usar las facilidades del modelo LEAP para efectuar análisis Costo-Beneficio. En este ejercicio, se ingresarán datos para describir los costos de varias tecnologías de oferta y demanda. Luego se usará LEAP para realizar un análisis integrado de costo-beneficio de varios escenarios de política. El Ejercicio 5 permite usar las facilidades de análisis de transporte de LEAP para construir una serie de escenarios que examinen diferentes políticas tendientes a reducir el uso de combustible y las emisiones contaminantes de autos y vehículos utilitarios deportivos (SUVs). Se puede realizar el Ejercicio 5 sin haber completado los ejercicios anteriores. En el Ejercicio 6 se exploran las funciones de optimización de LEAP para expansión de mínimo costo de los sistemas eléctricos. También se estudiará la forma de modelar

2

un límite a las emisiones de CO2 – incluyéndolo cómo limitante lo que podría alterar las tecnologías seleccionadas y los costos generales del escenario. Para completar estos ejercicios, se necesitará una PC Pentium (se recomienda microprocesador de 400 MHz o más rápido) con por lo menos 128 MB de RAM instalados y Microsoft Windows 2000, NT, XP y Vista (no compatible con Windows 95 y 98), o alguna versión posterior, que permita instalar LEAP. También se necesitarán lapiceras, papel y una calculadora, como la que contiene Windows.

3

Cómo comenzar a trabajar con LEAP Si LEAP está instalado, se inicia LEAP desde el menú Inicio/Programas/LEAP. Si no, se debe correr el programa de instalación del CD-ROM o bajarlo y correrlo desde Internet (www.tinyurl.com/LEAPDownload), siguiendo las instrucciones en la pantalla. Una vez que comienza, LEAP exhibirá una pantalla con el título, y luego la pantalla principal que se muestra en la página siguiente. NB: Para realizar estos ejercicios se debe usar una versión registrada de LEAP. La versión de Evaluación no permite guardar datos y por lo tanto no se podrán hacer con ella los ejercicios. Para conocer más acerca de la licencia para el uso del LEAP por favor ingrese a www.tinyurl.com/LEAPLicensing La pantalla principal consta de 8 vistas principales, cada una de las cuales permite examinar diferentes aspectos del programa. La barra Views situada a la izquierda de la pantalla, presenta un ícono para cada vista. Para cambiar las vistas, se debe hacer clic en uno de los íconos de la barra de Views o usar la opción del menú View.

Sugerencia: Si se está trabajando con una pantalla de baja resolución, podría ser conveniente ocultar la barra Views para tener más espacio en la pantalla. Para ello se usa la opción del menú View: View Bar. Cuando esta barra está oculta, se puede usar el menú View para cambiar las vistas.

• La vista Analysis es donde se ingresan o se ven los datos y se construyen modelos y escenarios.

• La vista Diagram muestra el sistema energético representado como un diagrama de flujo del sistema energético.

• La vista Results es donde se examinan los resultados de los distintos escenarios en forma de gráficos y tablas.

Para obtener información sobre las otras vistas, se puede hacer clic en Help. ULa vista Analysis

La vista Analysis, que se muestra a continuación, tiene tres secciones. A la izquierda se encuentra el árbol en el que se ven o editan las estructuras de datos. A la derecha hay dos paneles interdependientes. Arriba, hay una tabla en la

cual se editan o ven los datos y se crean las relaciones de modelización. Debajo de ésta hay un área que contiene gráficos y tablas que resumen automáticamente los datos ingresados más arriba. Sobre la tabla de datos se encuentra una barra de herramientas que permite seleccionar los datos que se desea editar. La barra de herramientas de la parte superior de la pantalla permite acceder a los comandos más frecuentes tales como guardar los datos, crear áreas nuevas, y acceder a combustibles, efectos y bases de datos de referencias.

4

A continuación se describen con mayor detalle las partes principales de la vista Analysis: • Tree (árbol): Este es el lugar donde se organizan los datos tanto para los análisis de

demanda como de oferta (transformación). En general el árbol funciona como el de las herramientas de Windows habituales, por ejemplo como el del Explorador de Windows. Se puede cambiar el nombre de las ramas haciendo un clic sobre las mismas y escribiendo el nuevo nombre, y se puede desplegar u ocultar la estructura arborescente haciendo clic en los símbolos +/-. Para mostrar u ocultar todas ramas, o para establecer el nivel de la jerarquía a visualizar, se usa el botón derecho del mouse.

Para editar el árbol, se debe hacer clic con el botón derecho del mouse y usar los botones

Add ( ) (agregar), / Delete ( ) (eliminar) y Properties ( ) (propiedades). Todas estas

Los datos se organizan en una estructura arborescente.

Escribir aquí para editar datos.

El menú y la barra de herramientas principales permiten el acceso a las Opciones más importantes.

Cambiar a las distintas vistas del Área desde aquí.

La barra de estado muestra el Área y la Vista actuales.

Los datos se pueden visualizar en forma de gráfico o tabla.

Seleccionar aquí el Escenario.

5

opciones también se encuentran en el menú Tree. Se puede mover las ramas seleccionadas haciendo clic sobre ellas y arrastrándolas, o se pueden copiar partes del árbol manteniendo presionada la tecla Ctrl y luego haciendo clic y arrastrando las ramas. También se pueden copiar y pegar ramas usando las teclas de método abreviado habituales de Windows para las opciones Copy (copiar): Ctrl-C y Paste (pegar): Ctrl-V.

El árbol contiene ramas de diferente tipo, dependiendo de su contexto. Por ejemplo: Si es

una rama que forma parte de la estructura de datos de “Demand” (demanda), o de “Transformation” (transformación), o una de las variables propias e independientes que forma parte de “Key Assumptions” (variables principales). Cada tipo de rama, se representa con un ícono diferente.

En el siguiente cuadro, se describen las principales ramas:

6

Tipo de Rama Ícono

Contienen datos sobre niveles de actividad y costos. Intensidad energética por fuente

Contienen datos sobre niveles de actividad y costos. Intensidad energética agregada

En Análisis de Oferta

Se usan para indicar tanto grupos de procesos y fuentes de salida, así como los principales “módulos” de conversión de energía: - Centrales Eléctricas - Refinerías - Extracción de Recursos

En Análisis de Demanda

Se asocian a ciertas fuentes en particular y también tienen generalmente una intensidad energética asociada.Las ramas de tecnología de demanda pueden aparecer de tres formas diferentes, según el tipo de metodología de análisis de demanda elegido. Estas metodologías son: análisis de actividad, análisis de las existencias y análisis de transporte (Esta última metodología se describe mejor en el Ejercicio 4).

Activity Analysis(Actividad)

Stock Analysis(Existencias)

Transport Analysis(Transporte)

En Análisis de Oferta

Se usan para indicar los procesos particulares dentro de cada módulo que convierten energía (por ejemplo una central eléctrica en particular en un módulo de generación eléctrica).

Key Assumptions

(VariablesPrincipales)

o

Indicators(Indicadores)

Fuel(Fuentes)


Aparecen debajo de las tecnologías de demanda

En Análisis de Transformación

Aparecen debajo de las ramas de fuentes ingresadas y auxiliares.

Environmentalloadings(Cargas

Ambientales)

Representan los diversos contaminantes emitidos por las demandas de energía y las tecnologías de transformación. Las ramas de efectos siempre están en los niveles más bajos dentro de la jerarquía del árbol.En forma opcional, también se pueden crear para análisis de emisiones de sectores no energéticos.

Category(Categoría)

Se usan principalmente para organizar jerárquicamente los datos del árbol.

Contienen datos sobre las tecnologías reales para consumir, producir y convertir energía

Technology(Tecnología)

Descripción

Se crean las variables independientes propias del usuario, tales como los indicadores macro-económicos o demográficos.

Se encuentran dentro de la rama de Resources (Recursos). También aparecen debajo de cada módulo de Transformation( Transformación), representando las Output Fuels (Fuentes de Salida) producidas por el módulo, las Auxiliary Fuels (Fuentes Auxiliares) y las Feedstock Fuels (Fuentes ingresadas) consumidas por el módulo.


Se crean los indicadores del usuario

• Tabla de datos: El panel superior de la derecha, en la vista Analysis, es una tabla en la

que se pueden ver y editar los datos de las variables de cada rama del árbol. Cuando se

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hace clic en las distintas ramas, la pantalla de datos muestra los datos de las ramas en, e inmediatamente debajo de esa rama del árbol. Cada fila de la tabla representa los datos para una rama del árbol. Por ejemplo, en el conjunto de los datos de muestreo, si se hace clic en la rama “Demand”, la pantalla de datos enumera los sectores del análisis de demanda; si luego se hace clic en “Residencial”, la pantalla de datos resume los sub-sectores residenciales (urbanos y rurales, en este caso).

Arriba de la tabla hay una serie de solapas que dan acceso a las diferentes variables

asociadas con cada rama. Las solapas que aparezcan variarán según la forma en que las estructuras de datos han sido especificadas, y en qué parte del árbol se está trabajando. Por ejemplo, cuando se editan sectores de demanda, aparecerán solapas que permiten el acceso a Activity Level (nivel de actividad) y Demand Costs (costos de demanda), mientras que en los niveles más bajos del árbol, también aparecerán solapas para datos de Final Energy Intensity (intensidad energética final) y de Environmental Loadings (cargas ambientales).

• Chart/Table/Notes (Gráfico/Tabla/Notas): El panel inferior resume los datos ingresados

arriba en forma de gráfico o tabla. Para personalizar el gráfico que se está visualizando, se debe usar la barra de herramientas de la derecha. Los gráficos se pueden visualizar en diferentes formatos (Bar (barra), Pie (circular), etc.), imprimir o copiar al portapapeles para insertarlos en un informe. La barra de herramientas permite además exportar los datos a Excel o PowerPoint.

• Lista desplegable de Scenario (escenario): Arriba de la tabla de datos hay una lista

desplegable que se puede usar para seleccionar Current Accounts (año base) o cualquiera de los escenarios de un área. La información de Current Accounts corresponde al año base del estudio en curso. En LEAP, los diferentes escenarios comienzan siempre a partir del año base. Esta lista también muestra la herencia básica de cada escenario. En LEAP, los escenarios pueden heredar fórmulas de modelización de otros escenarios. En última instancia, todos los escenarios heredan fórmulas de la información en Current Accounts. En otras palabras, a menos que se ingresen específicamente datos de escenario para una variable, el valor de esta última será constante en el futuro.

Para crear un nuevo escenario, se debe hacer clic en Manage Scenarios (gestionar

escenarios), . Al crear un nuevo escenario, puede especificarse si dicho escenario se basa en (o hereda de) otro escenario. Como se mencionó anteriormente, mientras no se cambien algunas fórmulas en el escenario nuevo, dará exactamente los mismos resultados que su escenario de origen. Las fórmulas que se muestran en la tabla de datos están codificadas por color, de manera que se puede determinar si fueron ingresadas explícitamente en el escenario (de color azul), o si son heredadas del escenario de origen (de color negro).

¿Cómo obtener ayuda sobre el LEAP? Hemos tratado de hacer del LEAP una herramienta robusta y sencilla de usar. Sin embargo, si tuviera preguntas o problemas, por favor intente encararlas en el siguiente orden:

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1. Asegúrese que tenga la versión más actualizada del LEAP. Utilice la Ayuda (Help): verifique si existen actualizaciones (Updates). Si existiese alguna actualización, esto automáticamente instalará una nueva versión del LEAP en su PC. Sus datos preexistentes serán preservados. Cada nueva versión del LEAP contiene nuevas características y soluciona algunos bugs, lo que puede ayudar a resolver los problemas que se le puedan presentar. Tenga en cuenta que la actualización normalmente requiere la descarga de 2MB de datos de tal forma que requerirá de una conexión confiable a internet para poder llevarla a cabo. La versión actualizada del LEAP la puede bajar de www.tinyurl.com/LEAPDownload.

2. A continuación, verifique la documentación en el sitio web de COMMEND. Las dos

mejores fuentes de información son la guía del usuario (también disponible como archivos de ayuda dentro del programa mismo) y el foro de discusión LEAP (website más abajo). Muchas preguntas pueden ser evacuadas realizando una búsqueda en estas dos fuentes de información. Verifique los foros de discusión para ver si algún otro usuario ha experimentado (y tal vez respondido) la misma pregunta que usted tiene. Guía del Usuario LEAP: www.tinyurl.com/LEAPUserGuide Foro de discusión LEAP: www.tinyurl.com/LEAPDiscussion

3. Si no puede obtener una respuesta, por favor cree un nuevo post en el foro de discusión

LEAP. Invitamos a todos los usuarios a contribuir tanto con preguntas como con respuestas en las discusiones.

4. Si se encuentra con problemas para instalar u operar el LEAP, lo/la invitamos a llenar un

reporte de problemas del LEAP (url más abajo) y enviarlo a [email protected]. www.tinyurl.com/LEAPProblemReport

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Ejercicio 1: Introducción al LEAP 1.1. Descripción general de Freedonia Para ilustrar el uso de LEAP en una variedad de contextos diferentes, los datos de Freedonia se han estructurado de manera de reflejar tanto las características de un país industrializado, como las de uno en vías de desarrollo. Por ejemplo, la población urbana de Freedonia cuenta con un nivel total de electrificación y vive según los parámetros de la OCDE, mientras que su población rural más pobre tiene acceso limitado a los servicios modernos de energía, y depende en gran medida de combustibles obtenidos de la biomasa para cubrir sus necesidades básicas. Para simplificar los ejercicios y reducir el ingreso de datos repetitivos, no se han incluido, en forma deliberada, una cantidad de sectores comunes y usos finales. Por ejemplo, el Ejercicio 1 considera sólo un sector residencial parcial: usos energéticos para artefactos eléctricos en los hogares urbanos de Freedonia, y usos para cocción y electricidad por parte de los residentes rurales. Asimismo, en el Ejercicio 2 no hay un sector agricultura, y la única energía utilizada por los edificios comerciales es para calefacción de ambientes. 1.2. Parámetros Básicos Antes de comenzar los ejercicios, se deben establecer los parámetros básicos para el estudio a realizar. Estos incluyen la unidad energética estándar, la unidad monetaria estándar (incluyendo el año base), y los parámetros monetarios básicos. LEAP viene equipado con un conjunto completo de datos sobre Freedonia, por lo que, para los fines de estos ejercicios, será necesario crear un nuevo conjunto de datos llamado “Nueva Freedonia”. Se debe comenzar por crear una nueva área en LEAP llamada “Nueva Freedonia”, basada sólo en las hipótesis por omisiónTP

*PT (menú Area: New Area).

Luego ir a la pantalla General: Basic Parameters (general: parámetros básicos), , y especificar el año base y el año final para el análisis. Elegir 2010 como año base y 2040 como año final. También se sugiere ingresar 2040 como el único año por omisión para funciones de series de tiempo (esto ahorrará tiempo luego, cuando se especifiquen datos interpolados).

TP

*PT La palabra default será traducida siempre como “por omisión”, o “hipótesis por omisión”, según corresponda

en cada caso. (N. del T.)

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En la pantalla Scope (alcance), se pueden dejar todas las opciones deshabilitadas al principio, ya que se comenzará solamente con un análisis de demanda. Todas las demás opciones pueden quedar en los valores por omisión. 1.3. Demanda Este ejercicio preliminar de análisis de demanda considera sólo la energía usada en los hogares de Freedonia. Se comenzará por desarrollar una serie de datos del Current Account que describen los usos energéticos de los hogares en el año más reciente del que se tiene información disponible (2010). Luego se construirá un escenario de “Referencia” que examina los cambios probables en los patrones de consumo energético para los años siguientes en ausencia de nuevas políticas. Finalmente, se desarrollará un escenario de “Política” que examina cómo se puede reducir el crecimiento del consumo energético por medio de la introducción de medidas de eficiencia energética. 1.3.1. Estructuras de Datos El primer paso en un análisis energético es diseñar la estructura de datos. La estructura determinará qué clase de tecnologías, políticas y rutas alternativas de desarrollo se pueden analizar. Estará guiada por la información que se recopile (datos e hipótesis) y por las relaciones que se planteen como hipótesis. Por ejemplo, se podría considerar si se quieren incluir ramas para cada posible consumidor final o sólo para las categorías principales de consumo de energía residencial; si las intensidades energéticas residenciales se desarrollarán sobre una base per cápita (es decir, por persona), o por hogar; o si la demanda energética será una función directa del ingreso o de los precios (En este ejercicio sencillo no se incluyen estos factores). Antes de usar el programa, entonces, es importante planear la forma en que se ingresarán los datos al mismo. La siguiente descripción de los datos relevantes (que se pueden leer en las secciones 1.3.2 a 1.3.3) dará una idea de los tipos de estructuras de datos posibles. Nótese que se puede crear más de una estructura de ramas con los datos provistos.

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Es una buena idea esbozar la estructura antes de ingresarla a LEAP. Se pueden usar los espacios en blanco que siguen para ello. Si se está trabajando en un curso de entrenamiento, es conveniente discutir el esquema con el instructor y corregir el diseño si fuera necesario. Primer Esquema del Árbol de Demanda

Segundo Esquema del Árbol de Demanda

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Después de leer las secciones siguientes y concluir un esquema de árbol de demanda, se debería estar en condiciones de crear una estructura de árbol de demanda en LEAP que refleje la organización de los datos de demanda residencial en Freedonia.

Sugerencia: Seleccionar la vista Analysis en la barra de vistas antes de proseguir, y seleccionar Current Account en la lista desplegable de escenarios. Nótese que sólo se puede cambiar la estructura del árbol (y también seleccionar factores de escala, fuentes y unidades) cuando se editan los datos del año base.

La estructura del árbol se crea usando los comandos Add ( ), Delete ( ) y Properties ( ), a los que se accede haciendo clic con el botón derecho del mouse en el árbol, o bien desde el menú Tree. En este ejercicio, se crearán varios sub-sectores, usuarios finales y artefactos bajo la rama “Residencial”, pero, por el momento, se pueden ignorar otras ramas del sector de demanda llamadas Industria, Transporte, etc. Se debe recordar que la mayor parte de las ramas de los niveles más altos dentro de la jerarquía del árbol son las de Category, , mientras que las de menor jerarquía, en las que se selecciona un combustible y se ingresa una intensidad energética, son las de Technology, . 1.3.2. Año Base En el año 2010, los 40 millones de habitantes de Freedonia viven en alrededor de 8 millones de hogares. El 30% de éstos se encuentran en áreas urbanas. A continuación se detallan los datos principales:

UHogares Urbanos • Todos los residentes urbanos de Freedonia están conectados a la red eléctrica, y usan

electricidad para iluminación y para el funcionamiento de otros artefactos. • El 95% tiene heladeras, que consumen un promedio de 500 kWh por hogar por año. • Un hogar urbano promedio consume 400 kWh en iluminación por año. • Cada hogar urbano consume 800 kWh al año para el funcionamiento de otros

artefactos tales como grabadoras de video, televisores y ventiladores. • El 30% de los residentes urbanos de Freedonia usa cocinas eléctricas para cocinar; el

resto usa cocinas de gas natural. Todos los hogares tienen un solo tipo de cocina. • La intensidad energética anual de las cocinas eléctricas es de 400 kWh por hogar; para

las cocinas de gas natural es de 60 metros cúbicos por hogar.

Sugerencia 1: En general, los datos precedentes se pueden ingresar como valores numéricos simples en la columna Expression (expresiones). En las columnas de Scale (escala) y Units (unidades), se deben seleccionar las unidades para los niveles de actividad e intensidades energéticas para cada rama (los factores de escala pueden quedar en blanco). Si se especifica Share (participación) como la unidad para el tipo de cocina (a gas natural o eléctrica), sólo se necesitará ingresar el valor porcentual para las cocinas eléctricas. Para

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las cocinas de gas, ingresar Remainder(100) (resto (100)). LEAP usará esta fórmula para calcular el número de hogares que usan cocinas de gas natural.

Sugerencia 2: Al seleccionar las unidades para Activity Level (nivel de actividad), es importante distinguir entre Saturation (saturación) y Share. Share se debe usar sólo cuando los niveles de actividad para ramas adyacentes necesitan sumar el 100%. Este caso aparece cuando las ramas adyacentes son excluyentes entre sí. Por ejemplo, en caso de encontrarnos en una situación en la cual las personas utilizan cocinas a gas natural o cocinas eléctricas (hay un porcentaje de participación de las cocinas a gas natural y el resto es de cocinas eléctricas). Diferente es el caso de Saturation, que se aplica para indicar que porción de los consumidores disponen de una opción, como “posesión de heladeras” que tiene el 95%.Es decir, los porcentajes de las ramas adyacentes con Saturation pueden no sumar 100%.

UHogares rurales • Un sondeo reciente de todos los hogares rurales (tanto con acceso a electricidad como

sin él) indica que se usan los siguientes tipos de artefactos para cocinar:

Sugerencia: Para crear dos ramas, una para hogares con acceso a electricidad y otra para hogares sin tal acceso, se pueden ingresar los datos de la tabla precedente sólo una vez y luego copiar y pegar el grupo de ramas de un sub-sector a otro. Esto se puede hacer manteniendo presionada la tecla Ctrl y luego haciendo clic sobre las ramas y arrastrándolas. También se pueden copiar ramas usando la opción del menú: Tree: Copy Branches (copiar ramas) y luego ir al lugar de destino y seleccionar Tree: Paste Branches (pegar ramas).

• Sólo el 25% de los hogares rurales tiene acceso a electricidad por conexión a la red. • El 20% de los hogares rurales con acceso a electricidad tiene heladera, que consume

un promedio de 500 kWh al año. • Los hogares rurales con acceso a electricidad la usan para iluminación, con un

consumo de 335 kWh por hogar. El 20% de estos hogares también usa lámparas de kerosén como una forma adicional de iluminación, con un consumo de ese combustible de alrededor de 10 litros por año.

Sugerencia: Use Saturation al seleccionar las unidades para los niveles de actividad, dado que algunos hogares poseen más de una tecnología para el uso iluminación.

UArtefactos de Cocina usados en la Zona Rural de Freedonia % Participación Intensidad Energética de UHogares Rurales U UPor HogarU

Cocina a carbón vegetal (Charcoal) 30% 166 Kg/año Cocina a GLP (LPG) 15% 59 Kg/año Cocina a leña (Wood) 55% 525 Kg/año

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• Otros artefactos eléctricos (TV, radio, ventiladores, etc.), consumen 111 kWh por hogar por año.

• Los hogares sin acceso a electricidad dependen exclusivamente de las lámparas de kerosén para iluminación, consumiendo un promedio de 69 litros por hogar por año.

Sugerencia: Este es un buen momento para recordar que es necesario guardar los datos antes de proseguir. Para esto se debe hacer clic en el ícono correspondiente, o seleccionar Area: Save. Siempre es conveniente guardar los datos en forma frecuente.

1.3.3. Escenario de Referencia A esta altura, ya se está en condiciones de crear el primer escenario denominado escenario de “Referencia”, que analice la probable evolución de las demandas energéticas del sector residencial en el tiempo. Para ello, se debe hacer clic en el botón Manage Scenario, , y usar la pantalla que aparece para agregar un primer escenario. Se lo puede llamar “Referencia”, y se puede abreviar como “REF”. Es conveniente agregar una nota explicativa para describir el escenario; por ejemplo, “escenario sin cambios, proyecciones oficiales de PBI y población; sin nuevas políticas aplicadas.” Luego se sale de la pantalla Manage Scenario y, si fuera necesario, se selecciona el escenario de “Referencia” de la lista desplegable en la parte superior de la pantalla.

Sugerencia: antes de ingresar las hipótesis del escenario de referencia, chequear los resultados hasta aquí obtenidos referidos al año base. Para ello hacer clic en Results y luego verificar los mismos para el año 2010, confrontándolos con los presentados en la página 16 (columna año 2010).

Una vez calibrados los datos del año base, se ingresan los datos que se plantean como hipótesis y predicciones para el futuro de Freedonia, de la forma que se describe a continuación.

Sugerencia: Si se desea agregar ramas o editar los datos del año base, se debe volver a Current Account.

Se ingresan primero los cambios demográficos básicos que se espera se produzcan en Freedonia. Se espera que el número de hogares, que es de 8 millones en el año 2010, crezca a un ritmo de 3% por año.

Sugerencia: Para ingresar un índice de crecimiento, presionar Ctrl-G o hacer clic en el botón vinculado al campo de la fórmula o seleccionar Growth Rate (tasa de crecimiento). (Para ver esta opción se debe estar en escenarios). También se puede escribir “Growth(3%)” (crecimiento 3%) directamente a modo de fórmula.

UHogares Urbanos • Hacia el año 2040, el 45% de los hogares de Freedonia estarán en áreas urbanas.

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Sugerencia: Una situación común en LEAP es cuando se desea especificar sólo algunos valores de datos (2010, implícitamente, y 2040) y luego dejar que LEAP interpole para calcular los valores de todos los años intermedios. Se pueden ingresar datos interpolados de varias maneras diferentes. La más simple es hacer clic en el botón vinculado al campo de la fórmula y seleccionar End Year Value (valor del año final). Luego simplemente se tipea el valor 45. Cuando se hace clic en OK, LEAP ingresará una función “Interp” en la fórmula. También se puede escribir la función “Interp” directamente en el campo de la fórmula como “Interp(2040, 45)”.

• La creciente preferencia por cocinas eléctricas resulta en una participación en el mercado del 55% hacia el año 2040.

• Se espera que la intensidad energética de las cocinas eléctricas y de gas disminuya en medio punto porcentual por año debido a la penetración de tecnologías energéticas más eficientes.

• Dado que los ingresos aumentan y la gente compra artefactos más grandes, la intensidad energética anual usada en refrigeración aumenta a 600 kWh por hogar hacia el año 2040.

• También la intensidad energética anual usada en iluminación aumenta a 500 kWh por hogar hacia el año 2040.

• El uso de otros equipos que consumen electricidad crece rápidamente, a un ritmo de 2.5% por año (incorporar esta hipótesis bajo la solapa: Intensidad Energética Final).

Sugerencia: Para especificar una disminución, simplemente ingresar una tasa de crecimiento negativa.

UHogares Rurales • Se espera que un programa de electrificación rural que se está aplicando aumente el

porcentaje de hogares rurales con acceso al servicio eléctrico a 28% en 2020 y a 50% en 2040.

• A medida que aumentan los ingresos, se espera que aumente la intensidad energética usada para la iluminación eléctrica en 1% al año.

• El uso de heladeras en hogares rurales conectados a la red se espera que aumente al 40% hacia el 2020 y al 66% en 2040.

• Debido a actividades de desarrollo rural, la participación de los diversos artefactos en el uso cocción se modifican, de manera que hacia el 2040, el 55% de los hogares usa cocinas a GLP, y el 25% a carbón vegetal. El resto de los hogares rurales usa cocinas a leña. Aplicar en ambos módulos (Rural con y sin electricidad).

Sugerencia: Guardar antes de proseguir presionando el botón Save, .

1.3.4. Visualización de los Resultados

Para ver los resultados del escenario Referencia, ya sea en forma de gráfico o de tabla, se debe hacer clic en la vista Results.

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Para configurar los resultados: • En Chart (gráfico), usar las listas desplegables para seleccionar los tipos de datos que se

desea ver en la leyenda y el eje X. En general se seleccionan Years (años) para el eje X para muchos gráficos, y Fuels (fuentes) o Branches (ramas) como leyenda (ver figura arriba).

• En la barra de herramientas que se encuentra en la parte superior del gráfico, seleccionar Demand Results: Energy demand final units (Demanda: demanda energética final); luego, usando el árbol, seleccionar las ramas de demanda que se desea que aparezcan en el gráfico. Hacer clic en la rama “Demand” para ver las demandas totales de energía de Freedonia.

• Usar las listas desplegables de Units (unidades) en el eje izquierdo para cambiar las unidades del informe. Se pueden personalizar aún más las opciones del gráfico usando la barra de herramientas que se encuentra a la derecha del mismo. Usar la barra de herramientas para seleccionar opciones tales como el tipo de gráfico (de áreas, de barras, de líneas, circular, etc.) o si el gráfico está apilado o no.

• Una vez que se ha creado un gráfico, hacer clic en la solapa Table (tabla) para ver los resultados con formato de tabla. Se puede también guardar la configuración del gráfico como favorito para usarlo como referencia en el futuro (hacer clic en el menú Favorites). Esta opción funciona de manera similar a las opciones Favoritos/Marcador en los navegadores de Internet del tipo de Netscape o Internet Explorer.

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Responder las siguientes preguntas:

1. ¿Cuál es la participación del uso de electricidad en áreas urbanas en comparación con las rurales en el año 2010? ¿Cómo cambia este panorama hacia el 2040?

2. ¿Qué uso final predomina en el consumo de electricidad de los hogares en el 2010 y en el 2040?

3. En general, ¿aumenta o disminuye el uso de energía de la biomasa? ¿En qué cantidad?

El próximo paso es comparar las proyecciones de demanda obtenidas con la tabla y el gráfico que se muestran aquí. Comenzar por comparar los resultados en los niveles más altos (es decir, comenzar por hacer clic en “Demand”) y luego ir bajando hacia los niveles más detallados para investigar dónde radica el problema, usando las respuestas de demanda que se muestran a la derecha. Antes de seguir, se deben corregir los datos. (Ignorar las diferencias inferiores al 1%). Sugerencia: Revisar siempre los datos de Current Account uno por uno antes de tratar de corregir los problemas con resultados de años futuros. Demanda Energética por Fuente (Millones de GJ)

Combustible 2010 2040 Carbón Vegetal 8.1 12.8 Electricidad 18.3 109.6 Kerosene 10.6 13.7 GLP 2.3 16.4 Gas Natural 3.4 6.9 Leña 25.1 17.4 Total 67.8 176.8

Demanda Energética por Rama (Millones de GJ)

Ramas 2010 2040Urbano 19,0 99,3 Heladeras 4,1 17,9 Cocción 4,5 12,9 Electricity 1,0 6,0 Natural Gas 3,4 6,9 Iluminación 3,5 15,7 Otros Artefactos 6,9 52,8 Rural 48,8 77,5 Con electricidad 11,7 40,8 Heladeras 0,5 6,3 Cocción 8,9 23,3 Charcoal 2,0 6,4 Wood 6,3 8,7 LPG 0,6 8,2 Iluminación 1,8 9,1 Electricity 1,7 8,7 Kerosene 0,1 0,4 Otros Artefactos 0,6 2,1 Sin electricidad 37,1 36,7 Cocción 26,6 23,3 Charcoal 6,0 6,4 Wood 18,8 8,7 LPG 1,8 8,2 Iluminación 10,5 13,4 Total de Hogares 67,8 176,8

Demanda Energética por Fuente(Millones de GJ)

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1.4. Transformación El sector “Transformation” utiliza ramas especiales llamadas Modules (módulos). Las mismas se utilizan para modelar sectores de oferta de energía y conversión, tales como: generación de electricidad, refinación, o producción de carbón vegetal. Cada uno de los módulos contiene uno o más Processes (Procesos) que representan una tecnología en particular. Por ejemplo: un tipo de central eléctrica o de refinería de petróleo en especial. A su vez, cada uno de los procesos produce una o más Output Fuels (fuentes de salida) que representan los productos energéticos obtenidos en el módulo, pudiendo a la vez tener una o mas Feedstock Fuels (fuentes de ingreso) y Auxiliary Fuels (fuentes auxiliares). Las fuentes auxiliares son las consumidas en el propio proceso para su funcionamiento (ejemplo: la electricidad en la refinería de petróleo es considerada una fuente auxiliar, pues ésta es utilizada en la refinería, pero no es materia prima del proceso). A continuación se muestra la estructura básica de un módulo: Estructura de un Módulo de LEAP

Fuenteauxiliar

Fuente de Proceso Fuente ingresadasalida (despacho, eficiencia)

Fuente ingresada


Módulo Fuente ingresada(Propiedades)


Fuente ingresada


Fuente ingresada


Fuente ingresada

FuenteCo-producto auxiliar

Ej.: Calor

En este ejercicio se desarrollará un modelo simplificado de los sectores de transmisión y generación de electricidad de Freedonia. Este modelo servirá de base para el modelo más detallado y realista que se creará en el Ejercicio 3. Volver a la pantalla General: Basic Parameters , , y habilitar la casilla Transformation & Resources (transformación & recursos), puesto que ahora se van a ingresar datos para varios módulos de transformación.

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1.4.1. Transmisión y Distribución Se comenzará por agregar un módulo simple para representar las pérdidas de electricidad en transmisión y distribución (T&D), y las pérdidas de gas natural del gasoducto. Las pérdidas de T&D de electricidad representan el 15% de la electricidad generada en el año 2010. En el escenario de referencia, se espera que éstas disminuyan al 12% hacia el año 2040. Las pérdidas de gas natural del gasoducto alcanzan al 2% en el año 2010, y se espera que disminuyan al 1.5% hacia el 2040 en el escenario de referencia. Para crear un módulo, se debe hacer clic con el botón derecho del mouse en la rama “Transformation” del árbol, y seleccionar el comando Add , . En la pantalla de propiedades del módulo (que se muestra a la derecha), ingresar el nombre “Transmisión y Distribución”, y usar las casillas de activación para indicar los tipos de datos que se ingresarán. Seleccionar la casilla marcada Simple non-dispatched module: one output fuel per process (módulo simple no despachado), y luego indicar que las eficiencias serán ingresadas como Losses (pérdidas).

Cuando se hace clic en OK, el módulo queda agregado. Desplegar las ramas contenidas en el módulo que se acaba de crear, y aparecerá una rama nueva llamada Processes. Hacer clic en

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Processes, y agregar primero un proceso nuevo llamado “Electricity”. Seleccionar la fuente ingresada (Electricity), y luego ingresar el porcentaje de participación de las pérdidas de energía en la solapa Losses. Repetir el procedimiento para agregar un proceso para gas natural, y luego ingresar los datos de pérdidas de gas natural del gasoducto.

Sugerencia: Proceder de la misma manera que en “Demand” para ingresar datos que varían a través del tiempo: cambiar al escenario Referencia y usar la función Interpolate(Interpolar) para especificar cómo varían las pérdidas de electricidad a través del tiempo.

1.4.2. Generación de Electricidad El próximo paso es simular cómo se genera electricidad en Freedonia. Será entonces necesario agregar el módulo “Centrales Eléctricas”, dentro de la rama “Transformation”. Se debe asegurar que el módulo Centrales Eléctricas aparezca debajo del módulo Transmisión y Distribución en la lista de módulos. Puede ser necesario usar los botones de Move current Branch up one (mover rama hacia arriba), , o Move current Branch down one (mover rama hacia abajo), , para reordenar los módulos. Antes de hacer esto, se deberá volver a Current Accounts. La secuenciación de los módulos refleja el flujo de los recursos energéticos desde primarios/extracción (en la parte inferior de la lista) hasta uso final (en la parte superior). La energía se debe generar antes de ser transmitida y distribuida. Se debe asegurar que las propiedades, , se fijen en forma correcta para el módulo Centrales Eléctricas (ver la figura arriba). Dado que se estarán especificando datos referidos a Capacities (capacidades de la planta), Planning Reserve Margin (margen de reservas), Efficiencies (Eficiencias), y System Load Curve (curva de carga del sistema), se debe asegurar que estas opciones estén seleccionadas. Luego se agregarán cierta cantidad de procesos, que representarán los distintos tipos de centrales eléctricas de la región. La siguiente tabla proporciona información sobre algunas de las características básicas de estas centrales:

Tipo de Central

Capacidad Instalada (Exogenous Capacity)

(MW)

Eficiencia Térmica (Process Efficiency)

(%)

Orden de Mérito de Despacho (Merit Order)

Máxima Disponibilidad

(Maximum Availability)

Vapor (a carbón bituminoso) 1000 30 1 (base) 70 Hidroeléctrica 500 100 1 (base) 70 Turbinas de Combustión (a diesel) 800 25 2 (pico) 80

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Este ejercicio simulará operaciones en el año base de una forma especial, puesto que para ese año se conocen los datos que describen la operación (histórica) de las centrales de potencia. En años futuros, para los cuales no existen datos de operación, se simulará el despacho de las diferentes centrales especificando una norma de despacho y varios parámetros que permitirán a LEAP simular el despacho de las centrales en orden de mérito. Para permitir esta simulación, se necesitan configurar algunas variables de proceso en Current Accounts. Primeramente, se fija el año 2011 como el First Simulation Year (primer año de la simulación) (es decir, el año posterior al año base) para todos los procesos. Luego, se establece que las Dispatch Rules (normas de despacho de procesos) será using Merit Order (en orden de mérito ascendente) para todos los procesos. Estas normas se cumplirán a partir del año 2011. En el año base, el total generado fue de 5970 GWh. El 29% provenía de centrales Hidroeléctricas; el 15%, de Turbinas de Combustión (a diesel), y el resto de centrales de vapor (usar Coal Bituminous (carbón bituminoso)). Incorporar esta información dentro de la solapa: Historical Production.

Sugerencia: Ingrese la fórmula 0.29*5970 para especificar la generación de las centrales hidro en el año base. Ingrese una fórmula similar para las centrales diesel. Ingrese la fórmula Remainder(5970) para especificar la generación restante en las centrales a carbón mineral.

El sistema de electricidad funciona con un margen mínimo de reserva planificado de 35%, y el sistema eléctrico tiene actualmente un factor de carga del sistema bajo, como se refleja en la curva de carga del sistema que se muestra a la derecha.

Sugerencia: Ingrese el Margen de Reserva planificado y los datos de la Curva de Carga al nivel del módulo de Generación de Electricidad en el árbol.

Para este ejercicio usted necesita ingresar una curva de carga para el sistema en su conjunto como un % de la generación pico (un parámetro que se define en la solapa General: Basic Parameters), Loads: Load shape for entire system (Entered as % of Peak Generation). Siga los siguientes tres pasos para hacerlo: Primero necesitará crear un nuevo conjunto de bloques de horas, basado en la curva de carga del sistema que se muestra arriba. Estos valores se ingresan en la solapa General: Time Slices. Use el botón del Setup para crear 9 bloques horarios, como se aprecia en la siguiente pantalla:

Curva de Carga del Sistema en el año 2010 UHoras U % de Carga U Máxima

0 100.0 0-1000 99.0 1000-2000 96.5 2000-3000 82.5 3000-4000 55.0 4000-5000 32.5 5000-6000 22.5 6000-7000 17.5 7000-8000 13.5 8000-8760 11.0 8760 10.0

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Los bloques horarios creados, deberán verse de la siguiente manera:

El segundo paso consiste en definir la forma de la curva de carga. Para ello necesita ir a la solapa General: Yearly Shapes (se muestra más abajo). Usted verá que la forma por defecto está conformada por las horas que se definieron en la pantalla Time Slices. Ingrese los valores de la tabla de más arriba para la curva llamada “System Load Curve.”

Sugerencia: El valor en la hora 0 es siempre 100, de tal forma que no necesita ingresar dicho valor. El valor en la hora 8760 va en la casilla indicada como Minimum, ubicada abajo.

Importante: seleccionar Peak Load Shape!

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Por último, en el tercer paso necesitará crear un vínculo a esta forma de curva utilizando la variable System Peak Load Shape situada en el nivel de Generación de Electricidad del árbol LEAP. Asegúrese de que se encuentra en Current Accounts antes de hacer esto. Cliquée el botón situado al lado del campo de la expresión, y luego cliqueé la función YearlyShape. Una vez allí seleccione el nombre de la curva de carga que usted creó para ser utilizada en su estudio.

1.4.2.1. Escenario de Referencia

• En la actualidad no se están construyendo nuevas centrales eléctricas en Freedonia. • En el Escenario de Referencia, se espera que algunas de las centrales existentes sean

retiradas. 500 MW de las centrales eléctricas de carbón se retirarán en el 2020 y los restantes 500 MW en 2030.

Sugerencia: Para ingresar cambios discretos, hacer clic en la correspondiente expresión de Exogenous Capacity (capacidad exógena), y seleccionar la función Step (escalón) en el Time-Series Wizard (asistente de series de tiempo). Luego se pueden ingresar las restantes cantidades relevantes de capacidad en el futuro. La fórmula resultante para capacidad de carbón debería aparecer como: Step(2020, 500, 2030, 0).

• En el futuro, para satisfacer la creciente demanda (y reemplazar las centrales cerradas), se

espera que las nuevas centrales consistirán en centrales eléctricas de carbón operando en la base, o sea orden de mérito 1 (construidas en unidades de 500 MW, con una eficiencia térmica del 35%) y nuevas turbinas de combustión de diesel para cargas pico, o sea orden de mérito 2 (construidas en unidades de 300 MW con una eficiencia térmica del 30%). Ambos tipos de centrales tienen una expectativa de vida de 30 años y un factor de capacidad máxima del 80%.

Sugerencia: Agregar el nombre de las centrales candidatas en la estructura arborescente, junto a todas sus características (salvo la potencia de las mismas) dentro del Current Accounts. Luego ingresar la información sobre la potencia de dichas centrales candidatas en la solapa Endogenous Capactity (capacidad endógena), sólo en el escenario correspondiente, clickeando para ello sobre el símbolo “+”. Se debe además recordar fijar el orden de mérito de despacho para cada proceso.

24

Usar la vista Diagrams (ícono de la barra de vistas) para revisar los flujos de energía en el sistema de suministro de energía que se ha creado. El

diagrama debería mostrar los módulos que se han creado. Hacer doble clic en el módulo de Centrales Eléctricas y verificar que el diagrama sea similar al que se presenta a la derecha. Si no es correcto, revisar que se hayan especificado todas las fuentes de entrada (especificas de cada proceso) y de salida (específicas de cada módulo) en forma correcta. 1.4.3. Visualización de los Resultados

Hacer clic en la vista Results para ver los resultados del escenario de Referencia. Seleccionar la rama Transformation Results: Outputs (Resultados de Transformación: Generación de Electricidad) y ver los resultados para categorías tales como capacidades, producción energética, y márgenes de reserva del módulo.

Comparar los resultados obtenidos con las tablas y gráficos que se presentan a continuación. Generación de Electricidad en Freedonia: Escenario de Referencia

Notas: año base = 5,970 GWh, 2040 = 34,583 GWh Sugerencia: Para obtener este gráfico, hacer clic en Processes, debajo del módulo de Centrales Eléctricas en el árbol, seleccionar Tranformation Results: Outputs Luego, elegir Selected Years (años seleccionados) en el eje X, y resultados Every 2 Years (cada 2 años). En la leyenda del gráfico, seleccionar All Branches (todas las ramas). Usar la barra de herramientas de gráficos de la derecha para seleccionar un gráfico de barras apilado. Finalmente, asegurarse que las unidades sean Gigawatt-hours (Gigavatios-hora) en el eje Y. Para guardar todas estas configuraciones para futuras referencias, hacer clic en el menú Favorites y elegir Save Chart as Favorite (guardar el gráfico como favorito).

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Capacidad de Generación de Electricidad (MW)

Notas: año base = 2,300 MW, 2040 = 11,400 MW Margen de Reserva (%) Potencia Despachada en 2040 (MW)

26

1.5. Emisiones Ahora se utilizará LEAP para calcular las emisiones de los contaminantes principales en el

escenario de Referencia. Para esto, se debe volver a la vista Analysis, seleccionar Current Accounts y luego crear vínculos entre cada rama de tecnología relevante (En el caso de demanda, indicadas con el ícono y en el caso de Oferta, indicadas con el ícono ) y tecnologías relacionadas o similares contenidas en la Base de Datos de Tecnología y Medio Ambiente (TED, por sus siglas en inglés). Para crear vínculos con los datos en TED, primero se debe seleccionar la solapa Environmental Loading (cargas ambientales), y luego hacer clic en el botón TED , . Esto desplegará el cuadro de diálogo de la derecha. Importante: La solapa Environmental Loading estará disponible luego de haber tildado la opción correspondiente en la solaba Scope en General:Basic Parameters. Para este ejercicio, se usarán los factores de emisión por omisión sugeridos por el Panel Intergubernamental para los Cambios Climáticos (IPCC). Para crear los vínculos, se debe cliquear en una rama de tecnología y luego seleccionar la solapa Environmental loading en la pantalla de datos. Luego, para cada sector de demanda relevante y cada tecnología de generación eléctrica, seleccionar la tecnología por omisión de Nivel 1 del IPCC adecuada, usando la lista de selección de tecnología que se muestra en la figura de la derecha. En las últimas versiones del LEAP, se preseleccionan por defecto la tecnología adecuada, utilizando los factores de emisión de Nivel 1 (Tier 1), provistos por el IPCC (Panel Intergubernamental del Cambio Climático). Para aplicar esta herramienta al presente ejercicio se deberá estar en Current Accounts, luego cliquear Tree en el menú principal y dentro de él cliquear Add IPCC Tier 1 emission factors to all branches. Se deberá asegurar que las fuentes de entrada de la tecnología TED sean similares a las fuentes usadas por la tecnología de LEAP. En algunos casos, las tecnologías de Nivel 1 del IPCC no contienen entradas para todas las fuentes. Si así fuera, será necesario elegir la tecnología que concuerde más estrechamente (por ejemplo, la categoría Oil Residencial (Residencial Petróleo) del IPCC puede estar relacionada con la categoría Cocción LPG de LEAP). Para no contabilizar doble las emisiones, es importante destacar que NO se necesitan crear vínculos con TED para ningún artefacto del sector de demanda que consume electricidad, como por ejemplo lámparas o heladeras, ya que sus impactos ambientales se producen al comienzo del proceso (es decir, en las centrales que producen la electricidad).

27

1.5.1. Visualización de los Resultados Hacer clic en la vista Results para ver los resultados ambientales para el escenario de Referencia. Hacer clic en la rama “Freedonia” del nivel superior y seleccionar la categoría Environmental Loadings: Global Warming Potencial (Cargas Ambientales: Potencial de Calentamiento Global). Comparar los resultados

obtenidos con los que se muestran a continuación. También se deben verificar los resultados para otros gases que no son de efecto invernadero, tales como los óxidos de azufre y de nitrógeno. Potencial de Calentamiento Global de las Emisiones de Freedonia Escenario de Referencia (todos los gases de efecto invernadero)

Nota: Año Base = 6.25; 2040 = 34.3 millones de toneladas equivalentes en CO2. 1.6. Un Segundo Escenario: Gestión del Sector de Demanda y la Oferta En este paso se creará un segundo escenario para explorar el potencial de conservación de electricidad en Freedonia. Para este fin, usar la opción Manage Scenario, , y la pantalla que se abre para agregar un escenario nuevo. Agregar el escenario debajo del escenario de Referencia de manera que herede por omisión todas las hipótesis y fórmulas de modelización de dicho escenario.

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Curva de Carga del Sistema en 2040: Escenario DMS. UHorasU U% de Carga Máxima

0 100.0 0-1000 99.0 1000-2000 96.5 2000-3000 85.0 3000-4000 67.5 4000-5000 55.0 5000-6000 47.5 6000-7000 42.5 7000-8000 37.5 8000-8760 32.5 8760 30.0

Nombrar el nuevo escenario “Gestión de Demanda”, abreviarlo como “DSM”, y agregar las siguientes notas: “Iluminación eficiente, reducciones de pérdidas de transmisión y distribución, y mejoras en el factor de carga del sistema eléctrico.” Salir del gestor de escenario y seleccionar el escenario “Gestión de Demanda” en la pantalla principal, y luego editar los datos para el escenario de manera que reflejen los puntos siguientes:

Sugerencia: Recordar que es necesario estar en la vista Analysis para cambiar escenarios. Usar la barra de vistas para seleccionarla si se está en otra vista.

El escenario DSM consiste en cuatro medidas:

1. Heladeras: Se espera que los nuevos parámetros de eficiencia propuestos para heladeras reduzcan la intensidad energética promedio para refrigeración en un 5% en el año 2020, en comparación con los valores del año base, y en un 20% en el 2040. Sólo en Urbano.

Sugerencia: Se puede ingresar esta información de distintas maneras:

• Usar Time Series Wizard, seleccionar interpolación e ingresar los valores para intensidad energética de heladeras en los próximos años (calcular los valores fuera del programa), o

• Ingresar una fórmula que calcule los valores, como por ejemplo

Interp(2020, BaseYearValue*0.95, 2040, BaseYearValue*0.8). 2. Iluminación: Se espera que una serie de medidas que incluyen nuevos parámetros de

iluminación, y programas de gestión del sector de demanda de la empresa generadora reduzcan la intensidad energética de la iluminación eléctrica en los hogares urbanos en un 1% por año (-1%/año), y también el crecimiento previsto de la intensidad de la iluminación eléctrica en áreas rurales del 1% (escenario de Referencia) al 0.3% anual (+0.3%/año).

3. Transmisión y distribución: Con la aplicación

del programa DSM planeado, se espera que las pérdidas de transmisión y distribución de electricidad se reduzcan al 12% hacia el 2025 y al 9% hacia el 2040.

4. Mejoras del Factor de Carga del Sistema

Eléctrico: Se espera que varias medidas del programa DSM tendientes a nivelar cargas produzcan mejoras graduales en el factor de carga del sistema, de manera que aumente a alrededor del 64% en el 2040. El cuadro de la derecha muestra la curva de carga acumulativa anual del sistema que se espera para el 2040.

29

Sugerencia: Cree una nueva curva anual llamada “DSM Load Curve” (ver sección 1.4.2 para recordar cómo), la cual representa la curva de carga que tendrá el sistema en el año 2040. Luego habrá que indicarle a LEAP que debe interpolar entre la curva que existe para el año base y esta nueva que creó, la cual recién se alcanzaría en el año horizonte. Para ello, en el escenario DSM, vaya a la variable System Peak Load Shape en la carpeta de Centrales Eléctricas. Allí encontrá la funcióin YearlyShape que se había especificado para el escenario de Referencia. Lo que debe hacer es editar dicha función, agregando como nuevo parámetro la curva que recientemente creó. Al tener dos parámetros LEAP entiende que debe interpolar entre ambas curvas asumiendo que la primera ocurre en el año base y la segunda en el año horizonte. La función deberá quedar de esta forma: YearlyShape(dsm load curve) Si la interpolación fue correctamente realizada, en la gráfica de dicha variable encontrará una imagen como la que sigue:

1.6.1. Resultados del Escenario DSM

Hacer clic en la vista Results para ver los resultados del escenario DSM. Comparar los resultados obtenidos con los que se muestran a continuación.

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Generación Eléctrica: Escenario de Referencia comparado con el Escenario DSM Generación Eléctrica (000 GWh) Capacidad (GW)

Notas: generación en el escenario DSM en el 2040 = 29,159 GWh; Capacidad de la central = 7,400 MW.

Responder ahora las siguientes preguntas:

1. ¿En qué porcentaje se reduce la demanda de electricidad en el año 2040 con respecto al escenario de Referencia? ¿Cuál es la reducción de la demanda en iluminación y de la demanda de refrigeración?

2. ¿Cuánta menos generación eléctrica (GWh) y capacidad de generación (MW) se requieren en el año 2040, con respecto al escenario de Referencia?

3. ¿Cuántas toneladas de emisión de dióxido de azufre (SOB2 B) se evitan en el año 2040?

4. ¿Cuál es el factor de carga del sistema eléctrico en el caso de Referencia?

5. ¿Cuán sensibles son los cambios en la capacidad de generación y las emisiones de SOB2 B requeridas (preguntas 2 y 3) a los cambios en el factor de carga del sistema eléctrico?

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Ejercicio 2: Demanda El Ejercicio 2 desarrolla en mayor detalle el análisis de demanda iniciado en el Ejercicio 1, cubriendo otros tres sectores: industria, transporte y edificios comerciales. Usar la información de la sección 2 para completar la estructura del árbol, la información del año base y el análisis del escenario de Referencia para estos sectores. Antes de incorporar la siguiente información debe ingresar a General: Basic Parameters: Scope (General: parámetros básicos: alcance) y deseleccionar la casilla de Transformation & Resources. 2.1. Industria 2.1.1. Año Base

Existen dos industrias principales en Freedonia que son intensivas en energía: la Siderurgia, y la de Celulosa y

Papel. Todas las demás industrias se pueden agrupar en una categoría única. La tabla de la derechaTP

∗PT muestra la producción de cada sub-sector. Los análisis de energía industrial

se hacen generalmente en términos económicos (por ej. valor agregado) o físicos (por ej., toneladas). La elección depende normalmente de la disponibilidad de datos y de la diversidad de productos dentro de un sub-sector. En este ejercicio se usan ambos métodos.

Sugerencia: Cuando se agrega la rama para “Industria”, se debe fijar la unidad de nivel de actividad en No data (No hay datos), ya que para este sector se estarán especificando diferentes unidades de nivel de actividad para cada sub-sector.

El uso energético en las industrias Siderurgia y de Celulosa y Papel se puede dividir en dos usos finales: “Calor de proceso” y “Fuerza motriz”. USiderurgia • Actualmente, los requerimientos de calor de proceso son en promedio 24.0 GJ por tonelada,

y son producidos por calderas que usan carbón bituminoso. • Cada tonelada de acero requiere un promedio de 2.5 GJ de electricidad en fuerza motriz. UCelulosa y Papel • Calderas a leña satisfacen el total de los requerimientos de calor de proceso, que alcanzan los

40.0 GJ por tonelada de productos. • Cada tonelada de celulosa y papel requiere 3 MWh de uso de electricidad en fuerza motriz. UOtras Industrias • Las demás industrias de Freedonia consumieron 36 millones de GJ de energía en el año

2010. • El 40% de esta energía fue electricidad, y el resto fue fuel oil residual. TP

∗PT La cifra “1.800 millones de US$” es la traducción al español de la cifra en inglés “1,8 billion US$”. (N. del T.)

UProducción Industrial (2010) Siderurgia 600,000 toneladas Celulosa y Papel 400,000 toneladas Otras Industrias 1,800 millones de US$

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Sugerencia: Cuando se agrega la rama para “Otras industrias”, se debe establecer que el tipo de rama sea de Category (with aggregate energy intensity (Consumo final), . Esto indica que se desea ingresar una intensidad energética agregada a esta rama. Luego se pueden agregar dos ramas más para electricidad y fuel oil debajo de aquella. Estas ramas de los niveles inferiores sólo contendrán participaciones de fuentes, no intensidades energéticas. Se debe tener en cuenta además que será necesario también calcular la intensidad energética en GJ/Dólares estadounidenses usando el valor total agregado para los otros sub-sectores (ver más arriba).

2.1.2. Escenario de Referencia

USiderurgia • No se espera que cambie la producción total: todas las plantas están operando a su

capacidad máxima y no se planean nuevas plantas dentro del período del análisis. • Se espera que el gas natural cubra los requerimientos de calor de proceso en un 10%

hacia el año 2040. • Las calderas de gas natural son 10% más eficientes que las calderas de carbón.

Sugerencia: Será necesario volver a Current Accounts para agregar una nueva rama para “Calderas a Gas”. Se puede usar la siguiente fórmula sencilla para calcular la intensidad energética del gas natural como una función de la intensidad energética del carbón, o utilizar la facilidad que brinda el LEAP de drag and drop (arrastrar y soltar) los resultados y variables de otras ramas:

Calderas a Carbon: Final energy intensity*0.9 Sugerencia: Recordar usar las funciones Interp y Remainder para ayudar en el cálculo de la participación de las calderas.

UCelulosa y Papel • Se espera que se construyan dos

plantas de papel más, una en el 2015 y otra en el 2020. Cada una agregará 100 mil toneladas por año al total producido por esta industria.

Sugerencia: Usar la función Step en el Time Series Wizard para especificar cambios discretos en niveles de actividad u otras variables (ver la figura de la derecha).

UOtras Industrias • Se estima que el valor agregado en Otras Industrias crecerá a un ritmo de 3.5% anual. • Se espera que aumente la participación de la electricidad al 55% hacia el año 2040.

33

Por último, vincular las fuentes carbón bituminoso, fuel oil, gas natural y leña usadas en industria a los factores de emisión correspondientes ubicados en la carpeta Industry/IPCC Tier 1 Default Emission Factors de la TED. 2.1.3. Visualización de los Resultados

Ahora se deben revisar los resultados obtenidos y compararlos con la hoja de respuestas que se muestra a continuación.

Demanda de Energía Industrial en Freedonia: Referencia (Millones de Gigajoules)

2.2. Transporte 2.2.1. Año Base

UTransporte de Pasajeros • La totalidad del

transporte de pasajeros de

Freedonia se realiza por carreteras (autos y colectivos) o por ferrocarril. (Para los fines de este ejercicio se ignora el transporte por aire y agua).

• En el año 2010, se estimaba que el total recorrido por automóvil era de alrededor de 8,000 millones de kilómetros, y el de colectivos, alrededor de 1,000 millones de kilómetros.

• Los estudios estiman además que los autos tienen un número promedio de ocupantes (pesado por distancia) de 2.5 personas (factor de carga), mientras que este porcentaje para los colectivos es de 40 pasajeros.

• Los estudios han demostrado que los autos actualmente en existencia tienen un consumo específico de gasolina de alrededor de 12 km/litro (aproximadamente 28 m.p.g.). El de los colectivos, en cambio, es de 3 km/litro de diesel.

Fuentes 2010 2040 Sub-sectores 2010 2040Coal Bituminous 14.4 13.0 Siderurgia 15.9 15.8 Electricity 20.2 63.6 Otras Industrias 36.0 101.0 Natural Gas - 1.3 Celulosa y Papel 20.3 30.5 Residual Fuel Oil 21.6 45.5 Wood 16.0 24.0 Industria 72.2 147.3 Industria 72.2 147.3

Cálculo de Pasajeros-KmA Uso de autos (miles de millones veh-km)B Factor de Carga (pas-km/veh-km) 2.5

C=A*B Total de Pas-km en Automóvil

D Uso de colectivos (mil/millones veh-km.)E Factor de carga (pas-km/veh-km) 40.0

F=D*E Total de Pas-km en Colectivo

G=F+C Pasajeros-km por CarreteraH Pasajeros-km por Ferrocarril

I=G+H Total de Pasajeros-km

Cálculo de Intensidades EnergéticasJ Consumo Específico Autom. (veh-km/l) 12.0 K Factor de Carga (pass-km/veh-km) 2.5

L=1/(J*K) Intensidad Energética (litros/pas-km)

M Cons.Específico Colectivos (veh-km/l) 3.0 N Factor de Carga Colect (pas-km/veh-km 40.0

O=1/(M*N) Intensidad Energética (litros/pas-km)

34

Cancelación de Unidades en LEAP Cuando se especifican actividades de transporte de cargas, se debe tener en cuenta que LEAP cancela automáticamente las unidades del numerador y denominador de los datos a medida que se desciende a través de las ramas del árbol. En este ejemplo, se debe comenzar por especificar la población en el nivel de sector, en el nivel siguiente se especifica luego toneladas-km/persona. En otras palabras, LEAP cancela las unidades. S[Personas]S x U[toneladas-km] S[persona]S

• El ferrocarril nacional informa que en el año 2010, se transportaron 15,000 millones de pasajeros-km. Sugerencia: Se puede ingresar la población total como el nivel de actividad en el nivel del sector (ver la Sección 1.3.2 para datos de población). Sugerencia: Usar la información de los párrafos precedentes para calcular el número total de pasajeros - km., el porcentaje para cada modo, y la intensidad energética promedio (por pasajero-km). Usar la hoja de cálculos de arriba como ayuda.

• El 20% del transporte por ferrocarril es por medio de trenes eléctricos; el resto es de

trenes diesel. La intensidad energética de los trenes eléctricos es de 0,1 Kwh. por pasajero-km. La intensidad energética de los trenes diesel es el 25% más alta que la de los trenes eléctricos.

UTransporte de Carga • Se transporta un promedio de 250

toneladas-km de carga per cápita. • El 85% del transporte de carga es por

carretera; el resto, por ferrocarril. • El transporte por carretera usa un

promedio de 4 MJ de diesel por tonelada-km.

• Los trenes de carga diesel tienen una intensidad energética de 3 MJ/tonelada-km.

Por último, vincular las fuentes gasolina y diesel usadas en transporte a los factores de emisión IPCC Tier 1 ubicados en la carpeta Transport de la TED. 2.2.2. Escenario de Referencia

UTransporte de Pasajeros • Se espera que la cantidad de pasajeros en viaje (pasajero-km/persona) aumente a un

ritmo levemente superior que los niveles de ingreso promedio (la elasticidad de la demanda de viajes con respecto al ingreso es de 1.1).

• Al mismo tiempo, la población total está creciendo a un ritmo del 2.5% anual. • Se estima que el ingreso promedio per cápita aumentará de su nivel actual de $ 3,000,

a un ritmo de 3.5% por año hasta el 2040. • Se estima que hacia el 2040 los automóviles representarán el 75% del tránsito de

pasajeros por carretera.

Sugerencia: Crear una variable llamada “Ingreso” bajo la rama de Key Assumptions en el árbol; luego calcular las demandas futuras de transporte

35

como una función de esta variable. Usar la siguiente fórmula para la demanda de transporte per cápita:

GrowthAs(Ingreso, 1.1)

Transporte de Carga • Se estima que la demanda per cápita de transporte de carga crecerá a un ritmo de 2%

por año a lo largo del período de análisis. • La eficiencia energética de todos los medios de transporte (tanto de pasajeros como de

cargas) se estima que mejorará en un 0.5% por año hasta el 2040, con excepción del caso de los automóviles, cuya mejora se estima en un 1% por año.


Ahora se debe cambiar a la vista Results y comparar los resultados obtenidos con las tablas que se presentan a continuación. Demanda de Energía para Transporte en Freedonia: Referencia (Millones de

Gigajoules)

Ram as 2010 2040 Fuentes 2010 2040Carga 38.5 125.8 Diesel 56.5 182.6 Ferrocarril 4.5 14.7 Electricity 1.1 6.1 Carretero 34.0 111.1 Gasoline 22.1 240.1 Pasajeros 41.1 303.0 Ferrocarril 6.5 36.4 Diesel 5.4 30.3 Electricity 1.1 6.1 Carretero 34.7 266.6 Colectivo (diesel) 12.6 26.5 Autom óvil (gasoline) 22.1 240.1 Total Transporte 79.6 428.8 Total Transp. 79.6 428.8

2.3. Comercio: Análisis de Energía Útil

Este ejercicio considera los usos de calefacción de ambientes en edificios comerciales, y sirve para introducir la aplicación de técnicas de análisis de energía útil. El análisis de energía útil es particularmente oportuno cuando múltiples combinaciones de fuentes y tecnologías pueden proporcionar un

Responder las siguientes preguntas: 1. ¿Dónde se encuentran las mejores oportunidades para reducir el

consumo de derivados de petróleo en el sector de transporte en los próximos 30 años?

2. Enumerar tres medidas que podrían tomarse para lograr estas

reducciones e indicar cómo podrían modelarse en un escenario de transporte.

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servicio en común en lo referente a calefacción, por ejemplo, y en situaciones en que se desea modelar independientemente las eficiencias de los artefactos, y los requerimientos generales del servicio de energía. 2.3.1. Año Base

• Los edificios comerciales de Freedonia ocupaban un total de 100 millones de metros

cuadrados de espacio en el año 2010. • El total de consumo energético para calefacción fue de 20 millones de GJ en el 2010. • El fuel oil y la electricidad proporcionan cada uno en la actualidad la mitad del total de la

energía usada en calefacción. Se espera introducir próximamente el gas natural.

Sugerencia: Para este ejercicio, se necesitará crear una rama de consumo final para calefacción de ambientes e indicar que se desean ingresar

Category with Energy Intensity (intensidades energéticas agregadas). Y también deberá seleccionar Useful energy analysis (análisis de energía útil) y Final energy intenisites in Current Account. Usar la pantalla de propiedades de las ramas para fijar esto (ver la figura que sigue).

• Los calefactores eléctricos tienen una eficiencia de casi el 100%, mientras que la

eficiencia de las calderas de fuel oil es de un promedio de 65%, y la de las calderas de gas natural, de 80%.

Por último, vincular las fuentes fuel oil y gas natural usadas en comercio a los factores de emisión ubicados en la carpeta Households and Services/IPCC Tier 1 Default Emission Factors de la TED (Oil Commercial y Natural Gas Commercial).

37

2.3.2. Escenario de Referencia • El espacio ocupado por el sector comercial se estima que crecerá a un ritmo del 3% por

año. • Como consecuencia de mejoras en los parámetros de aislamiento de los edificios

comerciales, se espera que la intensidad de la energía útil (es decir, la cantidad de calor proporcionado por metro cuadradoTP

1PT) disminuya en un 1% por año hasta el 2040.

• Se estima que hacia el 2040, las calderas de gas natural habrán logrado una penetración en el mercado (es decir una participación en el espacio en términos de energía útil) del 25%, mientras que la participación de las calderas de fuel oil en el mercado disminuirá a sólo un 10%. El resto de los requerimientos es cubierto por la calefacción eléctrica. (Se debe notar que estas participaciones de actividades son diferentes a las participaciones de fuentes que se ingresaron para el año base).

• Finalmente, se espera que los parámetros de eficiencia energética para calderas comerciales, que irán mejorando gradualmente, redunden en mejoras en la eficiencia promedio de las calderas de fuel oil y gas natural. Se estima que los sistemas de fuel oil alcanzarán una eficiencia del 75% hacia el 2040, y los sistemas de gas natural, una del 85% en el mismo período.

2.3.3. Visualización de Resultados

Luego de ingresar los datos especificados más arriba, cambiar a la vista Results y comparar los resultados obtenidos con la tabla que se presenta a continuación.

Calefacción de Ambientes Comerciales: Escenario de Referencia (Millones de GJ)

2.4. Demandas Finales Totales Antes de seguir con los ejercicios de transformación, comparar los resultados de la demanda energética general obtenida con los gráficos siguientes.

TP

1PT En comparación con intensidad energética final: la cantidad de energía usada por metro cuadrado deducidas las

pérdidas en los artefactos.

Fuentes 2010 2040Electricity 10.0 19.3 Natural Gas - 8.7 Residual Fuel Oil 10.0 3.9 Total Comercial 20.0 31.9

Responder las siguientes preguntas: 3. ¿En qué otras situaciones podría ser conveniente aplicar técnicas de

análisis de energía útil? 4. ¿Qué problemas podrían encontrarse al aplicar técnicas de análisis de

energía útil en el propio país?

38

Demanda Energética por Sector: Escenario de Referencia

Demanda Energética por Grupo de Fuentes: Escenario de Referencia

39

Ejercicio 3: Transformación En este tercer ejercicio, se desarrollará en mayor profundidad el conjunto simplificado de datos de transformación que se construyó en el Ejercicio 1. Se agregarán nuevos módulos para examinar la producción de carbón vegetal, refinamiento de petróleo y minería de carbón. Asimismo, se deberán incorporar

datos de reservas y flujos anuales de energía renovable para el año base. 3.1. Carboneras El carbón vegetal no se importa ni exporta; se produce en su totalidad por conversión a partir de Wood (leña), para lo cual se usan actualmente los métodos tradicionales de parvas de tierra. Éstos tienen una eficiencia de conversión (respecto de la energía) de alrededor del 20%. En el futuro, se espera importar de Tailandia hornos de ladrillo más eficientes de tipo colmena, que tienen una eficiencia de conversión de alrededor del 47%. Se propone usarlos para cubrir el 5% de la demanda total de carbón vegetal hacia el 2020, y el 20% de la demanda total hacia el 2040.

Sugerencia: Se pueden vincular los datos de LEAP con la tecnología Earth Mound (horno tradicional de parva)y la Bick Beehive (Hornos Colmena) de Tailandia en TED. Usar la función Add multiple effects from TED (Agregar desde efectos múltiples desde TED) para vincular los datos sobre emisiones a la tecnología TED: Biomass Conversion\Charcoal Making\Thailand\Bick Beehive

40

3.2. Centrales Eléctricas Al agregar los sectores extra de demanda en el Ejercicio 2, la demanda de generación de electricidad se triplica a alrededor de 16,200 GWh. Por lo tanto, será necesario ahora especificar un sistema de generación eléctrica más amplio y realista que se ajuste a las demandas adicionales de energía. Para ello se deben cambiar los datos ingresados en Current Accounts en el Ejercicio 1 para el módulo de Centrales Eléctricas para que coincidan con los presentados a continuación:

Tipos de Centrales Año 2010Capacidad (MW)

Producción del Año Base(% de GWh)

Hidroeléctrica 1,000 34% Vapor (a carbon bituminoso) 2,500 44% Turbina de Combustión (a diesel) 2,000 22% Total 5,500 100% (16,200 GWh)

Se recomienda no modificar las hipótesis de retiro de centrales de carbón, establecidas en el escenario de Referencia con anterioridad. Asimismo, se deben conservar las hipótesis de incorporación endógena de otras centrales establecidas. 3.3. Refinerías Las refinerías de Freedonia produjeron aproximadamente 4.16 millones de TEP (incluir esta información en Historical Production) de derivados de petróleo en el año 2010, una cantidad inferior a su capacidad de procesamiento de materia prima, (feedstock capacity) que es de 6 millones de toneladas de crudoTP

2PT. La

eficiencia de las refinerías (con respecto a la energía) era de alrededor del 95.0%. Actualmente no existen planes de aumentar la capacidad de refinamiento. Las refinerías usaron solo una fuente de entrada: el petróleo crudo, y produjeron cinco tipos de productos: gasolina, kerosene, diesel, fuel oil residual y GLP. Las refinerías se pueden operar con la suficiente flexibilidad como para que la mezcla de productos de refinería se ajuste a la mezcla de requerimientos de esos productos. Freedonia importa todos los productos del petróleo requeridos por la demanda que no puede producir en la refinería nacional.

TP

2PT Nota: Los datos de capacidad sólo pueden ingresarse en unidades básicas de energía (toneladas equivalentes de

petróleo o toneladas equivalentes de carbón por año). A los fines de este ejercicio, se debe suponer lo siguiente: 1 tonelada de carbón = 1 TEC, y 1 tonelada de petróleo crudo = 1 TEP.

41

3.4. Minería del Carbón La totalidad del carbón que se extrae en Freedonia es bituminoso. En el año base, las minas de carbón del país produjeron 3.4 millones de toneladas de carbón (TEC), la capacidad de producción fue de 6 millones de toneladas de carbón (TEC), y la eficiencia de la minería de carbón (incluyendo las plantas de lavado de carbón) fue del 80%. El escenario de Referencia asume que la capacidad de las plantas de carbón aumentará de la siguiente manera: 14 millones de toneladas hacia el 2020, y 23 millones de toneladas hacia el 2040. Se supone que la capacidad de las plantas se expandirá en forma lineal en los años intermedios entre estos años.

42


Antes de cambiar a resultados, revisar el diagrama del sistema energético y verificar que sea similar al que se presenta a continuación:

Diagrama del Sistema Energético

Adicionalmente, se deberán incorporar en LEAP reservas y flujos de energía primaria. En el caso de Freedonia, el país contaba en el año 2010 con 1x10P

12P GJ de reservas de carbón

bituminoso y un flujo anual de producción de 1x10P

9P GJ de

recursos hídricos y 1x109P GJ de leña. Esta información se debe

ingresar en LEAP, yendo a la carpeta de Resources (recursos), ubicada en la parte inferior del árbol, en las solapas Base Year Reserves y Yield respectivamente.

43

Ahora, cambiar a la vista Energy Balance (balance energético) y comparar los balances energéticos del año base y final obtenidos con las tablas siguientes:

Balance Energético en Freedonia en el año 2010 (Millones GJ)

Balance Energético de Freedonia en el año 2040 (Millones GJ)

44

Sugerencia: si su balance de energía no parece correcto, verifique la demanda y el año base (2010) antes de buscar los errores en los escenarios. Otras sugerencias para depurar errores en los balances de energía son:

1. Si el valor de los requerimientos de energía (independientemente de si son importados/exportados o producidos localmente) no coincide con los resultados, sería bueno revisar los resultados para ver si puede localizar qué ramas de la demanda, transformación, y recursos no están funcionando como debieran.

2. Si los requerimientos de energía parecen correctos pero las importaciones, exportaciones y producción local parecen incorrectos, entonces es posible que los números hayan sido ingresados correctamente pero las propiedades de la rama no han sido seteadas correctamente. He aquí algunas cuestiones para chequear:

o Chequee las propiedades de los outputs de cada módulo de Transformación. Esto puede encontrarse en la vista de análisis, en la carpeta "Output Fuels" en cada módulo de transformación (i.e. Transformation\Oil Refining\Output Fuels). Chequee las variables "Output Properties," "Import Target" and "Export Target" para asegurarse que son consistentes.

o Chequee las variables "Base Year Reserves" and "Yield" en la rama de Recursos para asegurarse que tiene suficientes recursos primarios y secundarios para producir recursos y energía localmente. to ensure that you have sufficient primary and secondary resources to produce resources and energy domestically.

o Chequee las variables “import target” y “ export target” en las ramas de Recursos Primarios y Secundarios”. Estas variables aportan importaciones y exportaciones adicionales de recursos que no han sido especificadas como salidas de uno o más módulos de transformación.

Ahora, cambiar a la vista Results y comparar los resultados obtenidos con los gráficos que se presentan a continuación.

45

Centrales Eléctricas: Escenario de Referencia

Notas: año base = 16,200 GWh, 2040 = 62,640 GWh Capacidad de Centrales Eléctricas: Escenario de Referencia

46

Responder las siguientes preguntas:

1. ¿En qué año las refinerías y las plantas de carbón de Freedonia

alcanzan su capacidad máxima?

2. Si se asume que los requerimientos adicionales se cubren por medio de importaciones, ¿cuál es la proyección del nivel total de importaciones de productos de petróleo en el 2040 (en millones de toneladas equivalentes en petróleo)?

3. ¿Cuál es el total de emisiones de dióxido de carbono del sector

energético per cápita en Freedonia en los años 2010, 2020 y 2040? ¿Qué fracción de este total corresponde al sector eléctrico?

47

Ejercicio 4: Análisis de Costo-Beneficio En este ejercicio, se ingresarán datos para describir los costos de varias tecnologías de oferta y demanda. Luego se usará LEAP para realizar un análisis integrado de costo-beneficio de varios escenarios de política. Es necesario comenzar con un conjunto de datos en que todas las entradas hasta el Ejercicio 3 inclusive hayan sido completadas. 4.1. El Análisis de Costo-beneficio en LEAP: Breve introducción LEAP realiza cálculos de costo-beneficio desde una perspectiva social, comparando los costos de dos escenarios de política cualquiera. Puede incluir todos los elementos de costo siguientes:

• De la demanda, costos de capital y de operación y mantenimiento expresados como costos totales, costos por actividad, o costos de ahorro energético relativo a algún escenario.

• Costos de capital de transformación. • Costos de operación y mantenimiento fijos y

variables de transformación. • Costos de recursos de producción local. • Costos de fuentes importadas. • Beneficios de fuentes exportadas. • Costos de las externalidades de las emisiones de

contaminantes. • Otros costos varios definidos por el usuario,

tales como los costos de administrar un programa de eficiencia.

Para configurar un análisis de costos en LEAP, es necesario primero establecer un límite concreto para el sistema, de manera de evitar que el programa cuente dos veces los costos y beneficios. Por ejemplo, si se cuentan los costos de fuentes usadas para generar electricidad, no se deben contar también los costos de la electricidad en un cálculo general de costo-beneficio. Si aún no se ha realizado este paso mencionado, se debe cambiar a costeo: ir a la solapa de Scope de la pantalla General: Basic Parameters y habilitar Costs. Luego ir a la solapa Costing y seleccionar el límite que se establecerá para el sistema en orden a calcular el costeo. Para este ejercicio se seleccionará Complete Energy System (sistema energético completo) como límite, lo que significa que los costos de las fuentes se tienen en cuenta sólo cuando son importadas o exportadas, o cuando fuentes de producción local se extraen como recursos primarios.

Demanda (costos de la energía

ahorrada, costos de los artefactos, otros costos no

asociados con fuentes)

Transformación (costos de capital y O&M)

Costos de los Recursos Primarios o

Costos de las Fuentes Distribuidas

Costos de las Externalidades Ambientales

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Se comenzará por construir una serie de escenarios de política que luego serán analizados. Después se ingresarán los datos de costo necesarios para estos escenarios, incluyendo costos de demanda, transformación y recursos. Finalmente, se examinarán algunos de los resultados de costeo, incluyendo una comparación general de costo-beneficio de los diversos escenarios. 4.2. Cómo crear Escenarios de Política

Ir a la pantalla de Manage Scenarios (que se muestra a la derecha) y crear los siguientes cinco escenarios:

• Iluminación eficiente • Heladeras eficientes • Colectivos de GNC • Gas Natural & Renovables • Eficiencia Industrial Sugerencia: Puede borrar el escenario DSM que creo en un ejercicio anterior

La pantalla de Manage Scenarios se debería ver como se muestra a la derecha. Se debe asegurar de que cada nuevo escenario se cree dependiendo del escenario de Referencia. De esta forma, los escenarios heredarán las fórmulas ya ingresadas para el escenario de Referencia. Finalmente, se debe crear un escenario de Mitigación que es una combinación de los cinco escenarios de política enumerados más arriba. Para ello se usa la solapa Inheritance (herencia) para establecer que este escenario también hereda sus fórmulas de estos cinco escenarios de política. 4.3. Cómo Ingresar Datos de Costeo El próximo paso es ingresar los datos que se usarán para evaluar cómo estos escenarios difieren del escenario de Referencia. En general, los costos por unidad de las diferentes tecnologías son los mismos para los distintos escenarios, pero los escenarios diferirán según qué porción de cada tecnología se utilice o cuánto se consuma de cada fuente. Por lo tanto, primero es necesario ingresar los datos de costo del Current Accounts. Luego se ingresarán los datos que describan la penetración de la tecnología en los diferentes escenarios. Se comenzará por especificar los datos de costos para las opciones de demanda. En general es necesario ingresar tres tipos de datos que describan:

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• La penetración de la tecnología: ¿Cuántos de los nuevos tipos de artefactos (eficientes) se instalarán en el escenario de política?

• El rendimiento de la tecnología: ¿Cuán eficientes son los nuevos artefactos?

• El costo de la tecnología: ¿Cuánto cuestan los nuevos artefactos? Se puede especificar el costo total de los artefactos que compiten en los escenarios de Referencia y de Política, o se puede simplemente ingresar el costo incremental de los nuevos artefactos introducidos en los escenarios de Política con relación a los costos del artefacto usado en el escenario de Referencia.

4.3.1. Escenario de Iluminación Eficiente

• Penetración de la Tecnología: Un programa para instalar sistemas de iluminación

eficiente podría reducir el consumo de electricidad en los hogares urbanos, utilizando lámparas compactas fluorescentes (LCF) y otras tecnologías. Establecer la hipótesis de que el programa comienza en el 2012 y puede alcanzar al 40% de todos los hogares en el 2017, y al 75% en el 2040. Ingresar estos datos en el escenario de Iluminación Eficiente para la variable Activity Level.

Interp(2011, 0, 2017, 40, 2040, 75)

• Rendimiento de la Tecnología: Se puede suponer que la iluminación eficiente

consume sólo el 30% de la electricidad utilizada por los métodos convencionales de iluminación en los hogares urbanos. Ingresar estos datos en el Current Accounts para la variable Final Energy Intensity (intensidad energética final). Escribir la siguiente fórmula: 0.3*Existing:Final Energy Intensity[kW-hr]

• Costo de la Tecnología: Las lámparas comunes cuestan $ 1 cada una, pero tienen una

vida útil de sólo un año. Las lámparas eficientes cuestan $ 6, pero se supone que duran 3 años. Se supone que cada hogar tiene 5 lámparas en uso. Ingresar estos datos en el Current Accounts para la variable Demand Cost (costo de la demanda). Se ingresarán datos por hogar, por lo que es necesario asegurarse de seleccionar el Cost Method (método) de Activity Cost (costo de la actividad). También será necesario usar la función de Annualized Cost (costo anualizado) para especificar el costo anualizado tanto de la tecnología existente como de la eficiente por hogar y por año. Así, por ejemplo, el costo anualizado por hogar para las lámparas eficientes se escribiría de esta forma:

AnnualizedCost(6*5,3)

Se usa una fórmula común de hipoteca para anualizar el costo por hogar (5 lámparas x $ 6/ lámpara) a lo largo de los tres años de vida útil de la lámpara.

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4.3.2. Escenario de Heladeras Eficientes

• Penetración de la Tecnología: El gobierno está considerando la posibilidad de introducir una nueva norma de eficiencia para heladeras, que entraría en vigencia en el 2014. Se puede suponer que para el 2025, todas las heladeras del urbano cumplirán con la nueva norma.

• Rendimiento de la Tecnología: La norma requerirá que los fabricantes produzcan

heladeras con una intensidad energética promedio de 380 kWh/año.

• Costo de la Tecnología: El costo de mejorar la eficiencia de las heladeras a 380 kWh es de aproximadamente $ 100 por cada una. Tanto las heladeras comunes como las eficientes tienen una vida útil de alrededor de 10 años. En este ejemplo sólo se tienen datos que describen los costos incrementales de los nuevos artefactos eficientes. Por lo tanto, al ingresar datos para la variable Demand Cost en el Current Accounts, será necesario especificar un costo de cero para las heladeras existentes y luego anualizar el costo incremental de $ 100 a lo largo de los 10 años de vida útil del artefacto eficiente. Tal vez vale la pena recordar que para hacer un análisis de costo-beneficio, NO es necesario especificar todos los costos de un escenario. Sólo hace falta especificar cómo difieren los costos de un escenario respecto de otro.

4.3.3. Escenario de Eficiencia Energética Industrial En el sector Otras Industrias de Freedonia, la energía se usa en una amplia gama de procesos diferentes. Una auditoría energética de algunas industrias seleccionadas ha calculado que el consumo energético se puede reducir por medio de una variedad de medidas a un costo promedio de alrededor de 5 centavos por KWh ahorrados (tanto para la electricidad como para el fuel oil). Estas medidas pueden ahorrar potencialmente hasta el 30% de la energía consumida en el sector Otras Industrias hacia el año 2040. A diferencia de los dos ejemplos anteriores, para este tipo de análisis los datos de costos no están disponibles de una forma que permita contar la cantidad de nuevos artefactos que se instalen. En lugar de esto, habrá que especificar los costos ingresando el método Cost Saved Energy (costo de la energía ahorrada). En Current Accounts, seleccionar la variable Demand Cost para las ramas de Electricity y Residual Fuel Oil en la rama Otras Industrias. Luego seleccionar en Cost Method, la opción Cost Saved Energy. Cuando se selecciona este método, aparece un cuadro de diálogo. Allí se debe elegir las unidades de U. S. Dolars per kWh of Electricity saved vs. Referencia. El cuadro de diálogo se debería ver como el que se muestra aquí.

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Una vez que se han establecido las unidades, hacer clic en OK y luego ingresar los datos de $ 0,05/kWh ahorrado. Se repite esta operación para cada fuente. Luego, seleccionar el escenario de Eficiencia Industrial, y especificar el ahorro energético que es dable esperar. Una forma de hacer esto es seleccionar la variable Final Energy Intensity (especificada en la rama Otras Industrias) y luego ingresar la siguiente fórmula, que le dice a LEAP que la intensidad energética será un 30% menor que en el escenario base de Referencia hacia el 2040: BaselineValue*Interp(2010, 1, 2040,0.7) 4.3.4. Escenario de Colectivos de GNC El cambio en el uso de diesel a GNC en los colectivos se considera una buena opción, tanto para mejorar la calidad del aire en las ciudades densamente pobladas y contaminadas, como para constituir una forma eficiente de mitigar las emisiones de CO B2 B.

• Penetración de la Tecnología: Los colectivos de GNC podrían comenzar a introducirse en el 2012. Hacia el 2017 podrían reemplazar el 7% del total de los colectivos medidos en pasajeros-km, y hacia el 2040, el 70%.

• Rendimiento de la Tecnología: Los colectivos de GNC consumen 0,29 MJ/pasajero-km: un poco menos que los colectivos diesel en existencia.

• Costo de la Tecnología: Los colectivos de GNC cuestan US$0,1 por pasajero-km más que los colectivos existentes, pero estos costos se distribuyen a lo largo de los 15 años de vida útil de los colectivos.

Por último, vincular la fuente GNC al factor de emisión IPCC Tier 1 ubicado en la carpeta Transport/Road de la TED. 4.3.5. Costos de Transformación Cada una de las opciones de política del lado de la demanda tendrá una serie de impactos sobre el tamaño y la operación de los sectores de transformación. Por lo tanto, a diferencia de las opciones del lado de la demanda donde sólo era necesario ingresar datos de costo para describir las nuevas opciones que se estaban estudiando, para Transformation hace falta especificar los costos de todas las centrales de energía y fuentes que puedan estar afectadas. Antes de ingresar los datos de costos usted debe crear en el año base dos nuevas ramas para incorporar las centrales eólicas y de ciclo combinado que se utilizarán en el escenario de gas natural y energía eólica. Use la tabla de más abajo para especificar sus características.

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Características de las futuras centrales eléctricas Eólica NGCC

Regla de despacho (Dispatch Rule) Merit Order

Merit Order

Orden de mérito (Merit Order) 1 1 Primer año de la simulación (First Simulation Year) 2011 2011 Eficiencia del proceso (Process Efficiency) [%] 100 55 Disponibilidad Máxima (Maximum Availability) [%] 35 80 Crédito por capacidad (Capacity Credit) [%] 30 100 Generación en el año base (Historical Production) [GWh] 0 0 Capacidad exógena (Exogenous Capacity) [MW] 0 0 Vida útil (Lifetime) [years] 30 30 Luego, especifique los costos de capital y los costos de operación y mantenimiento fijos y variables de las diversas centrales de generación eléctrica del sistema. Se usa la tabla siguiente para los datos que se necesitan en LEAP.

Costos para las instalaciones eléctricas existentes y futuras Proceso Capital ($/kW) Costos Fijos

O&M ($/kW) Costos Variables O&M ($/MWh)

Centrales existentes Vapor 1000 40 3 Hidroeléctrica 2000 --- 1 Turbinas de Combustión 400 10 0,7 Centrales nuevas Vapor 1000 40 3 Turbinas de Combustión 400 10 0,7 Ciclo Combinado de Gas Natural 500 10 0,5

Eólicas 800 25 ---

NB: estos costos NO incluyen los costos de las fuentes. Estos se tratarán más adelante, cuando se especifiquen los datos de costos de los recursos. 4.3.6. Escenario de Gas Natural y Renovables En el escenario Referencia, se asume que las centrales de Vapor y las Turbinas de Combustión serán los tipos principales de centrales que se construirán en el futuro. Recordar que estos datos se especificaron para las variables de capacidad endógena (situadas en la lista de procesos del módulo de Centrales Eléctricas). En este escenario, en cambio, se examinará el impacto de construir una combinación diferente de centrales de energía en el futuro. Se analizará el impacto de construir una combinación de Ciclo Combinado de Gas Natural y Energía Eólica para las centrales de base, más algunas turbinas de combustión para cubrir los requerimientos de carga máxima (orden de mérito 2). Seleccionar el Escenario de Gas Natural y Renovables, y en la solapa de Endogenous Capacity, reemplazar los datos del escenario Referencia por los siguientes:

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Tamaño de la capacidad de incorporación en el Escenario de Gas Natural y Renovables

Proceso Orden de

incorporación Tamaño de la incorporación

Disponibilidad Máxima (%)

Rendimiento

Ciclo Combinado de Gas Natural 1 400 80 55%

Nuevas Turbinas de Combustión 2 200 80 30%

Eólica 3 200 35 100%

Por último, vincular la fuente gas natural usada en las centrales Ciclo Combinado al factor de emisión IPCC Tier 1 ubicado en la carpeta Electricity Generation/Natural Gas de la TED e incluir 1x10P

9P GJ de Eólica, como flujo anual de energía disponible de este recurso, dentro de

Resources Primary. 4.3.7. Costos de los Recursos Finalmente, en la sección de Resources, se especificarán los costos por unidad para los recursos producidos localmente y los primarios importados, y para las fuentes secundarias. Para ingresar estos datos se usa la siguiente información:

Recursos Primarios (producción local e importaciones):

• Carbón - $20/tonelada en el 2010, aumentando a $30/tonelada en el 2040 • Gas Natural - $0,1/mP

3P en el 2010, aumentando a $0,2/mP

3P en el 2040

• Petróleo Crudo - $30/tonelada, aumentando a $50/tonelada en el 2040

Recursos Secundarios (producción local e importaciones): • Diesel, Gasolina, GLP, kerosene y Fuel Oil - $300/tonelada en el 2010, aumentando a

$400/tonelada en el 2040 • No se asigna valor a la electricidad aquí porque se están modelando costos de electricidad

sobre la base de los costos de la fuente de entrada y la central de energía.

Ingresar estos datos de costo en Current Accounts puesto que todos los escenarios suponen los mismos costos por unidad. Las proyecciones de costos se pueden ingresar una vez para el escenario Referencia. 4.4. Cómo mostrar los Resultados del análisis de costo-beneficio En la pantalla de Manage Scenarios, se puede hacer clic en las casillas de activación del árbol para indicar cuáles escenarios se deben calcular. Para que los resultados sean razonablemente simples, al comienzo se puede activar sólo los Escenarios de Referencia y Mitigación.

En la vista de Summaries (resúmenes) se puede ver el NPV Net Present Value (NPV) (Valor Presente Neto (VPN)) del escenario de mitigación con relación a otro escenario seleccionado. El VPN es la suma de todos los costos y beneficios descontados en un escenario menos otro (sumados a lo largo de todos los años

del estudio).

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Los resultados se deberían ver como se muestra a la derecha. Tener presente que éstos indican que del lado de la demanda, el escenario de Mitigación muestra costos mayores que los del escenario de Referencia (puesto que aquí se está invirtiendo capital y O&M en medidas de eficiencia energética), que no se compensa por medio de los ahorros en los módulos de transformación y de los requerimientos de recursos que se evitan, de manera que el VPN general del escenario de mitigación es positivo, lo que indica que cuesta más que el escenario de Referencia.

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También se pueden ver los resultados de costos en forma gráfica. Esto se puede hacer en la vista Results. Seleccionar la rama superior del árbol y ver los resultados de la categoría Costs. A menudo es más útil ver los costos en términos

de las diferencias respecto del escenario de Referencia. Por ejemplo, tratar de obtener el siguiente gráfico que muestra los costos incrementales acumulados descontados en el escenario de Mitigación versus el escenario de Referencia.

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Ejercicio 5: Estudio de Transporte En el presente ejercicio, se usarán las facilidades de análisis de transporte de LEAP para construir una serie de escenarios que examinan diferentes políticas aplicables a autos y vehículos utilitarios deportivos (SUVs). Los SUVs son vehículos grandes e intensivos en energía, cuya popularidad está causando un rápido aumento en el consumo de combustible y en la emisión de gases de efecto invernadero, especialmente en los EE.UU. En primer lugar se usará LEAP para construir un inventario al Año Base de consumo de combustibles y de emisiones seleccionadas de estos vehículos. Luego, se creará un “Escenario sin cambios”, que permite la proyección del consumo y de las emisiones hacia el futuro asumiendo que no habrá nuevas políticas tendientes a reducirlos. Finalmente, se crearán y compararán una serie de escenarios que estudian medidas diseñadas para reducir el consumo de combustibles y las emisiones. Como con otros ejercicios, se comenzará creando un Área, y luego se establecerán los parámetros básicos del estudio. Se debe seleccionar la opción Área: Área Nueva, o hacer clic en el botón ( ) de la barra de herramientas principal. Se puede llamar a la nueva área “Transportia” (¡o con cualquier otro nombre que se desee!). Activar el botón para crear el área con los datos por omisión, y luego hacer clic en OK. 5.1. Parámetros y Estructuras Básicas

Ir a General: Parámetros Básicos.

• En la solapa Alcance, asegurarse de que sólo estén activados los casilleros de Cargas

Ambientales del Sector Energético y Cargas de Gases que No Producen Efecto Invernadero. Este estudio no usará datos de Transformación y Recursos.

• En la solapa Años, ingresar 2000 como el año base y 2020 como el año final. • Transportia usa unidades de medida estadounidenses en lugar de las unidades del

Sistema Internacional (S.I.), de manera que será necesario fijar unidades por omisión diferentes para el estudio. En la solapa de Unidades, seleccionar Galones Equivalentes de Gasolina (Gallons Gasoline Equivalent) como la unidad de energía por omisión, Milla (Mile) como la unidad de distancia por omisión, Libras/Millones de BTU (Pounds/Million BTU) como la unidad de emisiones por omisión expresadas en función de energía, y Gramos/Vehículo-milla (Grammes/Vehicle-Mile) como la unidad de emisiones por omisión expresadas en función de distancia recorrida.

• En la solapa Existencias (Stocks), asegurarse de que tanto el casillero de Datos de Ventas y Existencias de Arriba hacia Abajo.

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Se está ahora en condiciones de ingresar la estructura del árbol. Primero, se deberán crear dos categorías principales, una para Autos y otra para Vehículos Utilitarios Deportivos (SUVs). Para agregarlas, hacer clic en el botón Agregar ( ), arriba del árbol y crear cada una como una rama de categoría ( ). Debajo de cada categoría, crear sub-categorías para vehículos con Motor de Combustión Interna (ICE) convencionales, y para el nuevo tipo de Vehículos Eléctricos Híbridos, que se describen en el cuadro de la derecha. Debajo de cada categoría Motores de Combustión Interna, se considerarán dos tecnologías alternativas: Gasolina y Diesel, de manera que se deben crear dos tecnologías. Al agregarlas, se deberá asegurar de crearlas como ramas de Análisis de Transporte (Stock Turnover) ( ), y seleccionar la fuente correcta para cada una. Debajo de las categorías Híbrido, sólo se considerarán vehículos a gasolina.

La estructura del árbol de carpetas debe verse más o menos así:

Vehículos Eléctricos Híbridos Los vehículos híbridos combinan un pequeño motor de combustión interna con un motor eléctrico y batería para reducir el consumo de combustible y las emisiones del caño de escape. Estos vehículos capturan la energía que se pierde durante el frenado y la devuelven a la batería, por medio de un proceso llamado “frenada regenerativa”. A diferencia de otros vehículos eléctricos, los híbridos tienen la particular ventaja de que no necesitan estar “conectados” al suministro eléctrico. Los motores híbridos funcionan más eficazmente y producen menos contaminación que los motores de combustión interna comunes. El precio de los híbridos debería ser competitivo cuando se incluyen los costos durante la vida del vehículo. Esto se debe a que cualquier sobreprecio se vería compensado por el ahorro de combustible. Al combinar gasolina con energía eléctrica, los híbridos tienen la misma autonomía, o incluso mayor, que los motores de combustión tradicionales. Para el conductor, ofrecen un rendimiento similar al de los vehículos convencionales con motores de combustión interna.

Toyota Prius: uno de los nuevos autos eléctricos

híbridos.

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5.2. Datos del Año Base Ahora se está en condiciones de ingresar los datos del Año Base para el análisis que se presenta a continuación:

• Había 6 millones de autos y 4 millones de SUVs en las carreteras en el año base (2000), sin incluir los autos nuevos vendidos ese año (Solapa “Stock” ubicada en rama Demanda).

• Las existencias (Stock) de autos y SUVs comprenden vehículos de diferente antigüedad (modelos). El porcentaje de participación de estas antigüedades se señala en la tabla de la derecha.

Sugerencia: Crear un nuevo perfil de ciclo de vida llamado “Existencias de Automóviles” para representar la distribución de las antigüedades dentro del año base. La pantalla de Perfiles de Ciclo de Vida se encuentra en el menú General. Primero se debe agregar un perfil, y luego ingresar los datos del cuadro de la derecha. La figura que sigue muestra cómo se verá la información cuando se la ingrese en la pantalla de perfil de ciclo de vida. Luego se debe volver a la Vista de Análisis, ir a la solapa Participación de las Existencias (Stock share) para cada rama de tecnología , y en la columna final de Perfil de las Existencias por Antigüedad (“Stock Vintage Profile”), seleccionar el perfil Existencias de Automóviles.

Importante: Tener en cuenta que LEAP requiere que todos los perfiles de las existencias por antigüedad tengan cero vehículos de antigüedad cero. Esto se debe a que los datos que se ingresan para las existencias del año base no deben incluir los vehículos nuevos vendidos en el año base. Estos vehículos se especifican usando la variable de ventas.

Edad (Años)

%Existencias

0 0.00 1 11.26 2 11.04 3 10.60 4 9.99 5 9.22 6 8.34 7 7.40 8 6.43 9 5.48

10 4.58 11 3.75 12 3.01 13 2.37 14 1.82 15 1.38 16 1.02 17 0.74 18 0.53 19 0.37 20 0.25 21 0.17 22 0.27

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• En el año base, se vendieron 0.8 millones de autos, y 0.5 millones de SUVs (Solapa “Sales” ubicada en rama Demanda). A medida que la antigüedad de estos y otros vehículos aumenta, serán retirados gradualmente del parque vehicular (serán retirados de la circulación). Se puede representar un perfil de los automotores remanentes que describa este retiro de vehículos por medio de una función exponencial del tipo:

02.0

1⋅−

− ⋅= ttt eSS

Donde S es la fracción de vehículos que aún están en circulación, t es la edad del vehículo en años.

Sugerencia: Crear otro perfil de ciclo de vida llamado “Supervivencia de Automóviles” para representar el porcentaje de supervivencia de vehículos a medida que aumentan en antigüedad. Primero agregar un perfil, luego crear una curva exponencial con el parámetro constante –0.02. Volver a la Vista de Análisis, ir a la solapa Participación de las Ventas (Sales share) para cada rama de tecnología , y en la columna Perfil de Supervivencia (“Survival Profile”), seleccionar el perfil Supervivencia de Automóviles.

• El 0.05% de las existencias de automóviles del año base es de vehículos híbridos (solapa “Stock share” en rama Autos). El 0.5 % de los autos vendidos en el año base fue de Híbridos (solapa “Sales share” en rama Autos).

• El 2% de las ventas, y el 2% de las existencias del año base de autos de motor de combustión interna y SUVs es de vehículos diesel (solapas “Sales share” y “Stock share” en rama Autos/Motor de Combustión Interna y en rama SUVs/Motor de Combustión Interna). El resto es de vehículos a gasolina.

• Se presume que todos los autos y SUVs nuevos recorren 15000 millas en su primer año en las carreteras (solapa “Mileage” en ramas de tecnología ). A medida que la antigüedad del vehículo aumenta, disminuye la cantidad recorrida. Esta disminución se puede representar por medio de una función exponencial, similar a la de más arriba, usando el parámetro constante –0.002 (crear nuevo perfil de ciclo de vida y vincular

60

desde columna “Degradation Profile” ubicada en la columna de la derecha en ramas de tecnología ).

• El consumo específico del año base de los diferentes tipos de vehículos se muestra en la tabla de la derecha (ingresar datos en solapa “Fuel Economy” ubicada en las ramas de tecnologías ). Se supone que el consumo específico se mantiene constante a medida que aumenta la antigüedad del vehículo.

• En la actualidad, no existen SUVs híbridos (solapas “Stock share” y “Sales share” en rama SUVs).

5.3. Factores de Emisión del Año Base A continuación, se ingresarán en las solapas de cargas ambientales, datos que describen algunas de las cargas contaminantes asociadas con los vehículos que se está estudiando. Para evitar ingresar demasiados datos para un ejercicio tan corto, se examinarán sólo cuatro contaminantes: el gas de efecto invernadero Dióxido de Carbono (COB2 B) y tres tipos de emisiones que contribuyen a la contaminación del aire local: Óxidos de Nitrógeno (NOBXB), Monóxido de Carbono (CO), y Partículas de materia de tamaño inferior a 10 micrones (PM B10B).

Para ingresar los contaminantes ir a la solapa “Environmental Loading” en ramas de fuentes para cada tecnología, hacer clic en el botón ubicado a la derecha y seleccionar uno a uno los efectos COB2 B, CO, NOBx B y PM B10 de la lista desplegable. BUna vez completa, la estructura del árbol debería verse como se muestra en la figura de la derecha. Es importante fijar las unidades correctas para cada contaminante, tal como se indica a continuación. Las emisiones de COB2B de los vehículos dependen únicamente del tipo de combustible usado y la eficiencia (consumo específico) del vehículo. Por lo tanto, se pueden especificar en términos de emisiones por unidad de energía consumida (ramas de fuentes

, columna “Method”, seleccionar “Per unit energy consumed”). Las unidades de medida usadas son libras de CO B2 B por MMBTU (millones de unidades térmicas británicas) de combustible consumido (columnas “Units” y “Per…”).

Fuel Economy en 2000 (Millas por Galón)

Motor Comb. Motor Comb. Híbrido aInt. A Gasolina Int. A Diesel Gasolina

Autos 25 28 40 SUVs 15 17 23

61

Los contaminantes del aire local dependen mucho más del tipo de tecnología de control que se use en el vehículo, y a ciertos niveles, suelen además estar regulados por el Gobierno. Por esta razón, estos factores de emisión se suelen especificar por vehículo-milla recorrida (columna “Method”, seleccionar “Per unit travel”). Las unidades que se usan son gramos de contaminante por vehículo-milla recorrido (columnas “Units” y “Per…”). Dado que estas emisiones dependen en gran medida del funcionamiento del conversor catalítico u otras tecnologías de control usadas en el automóvil, es de esperar que su cantidad aumente por vehículo-milla en forma bastante sustancial a medida que aumenta la antigüedad de los vehículos. Por todo esto, además de especificar los factores de emisión para los vehículos nuevos, será necesario también especificar los factores de degradación para cada contaminante, que especifiquen cómo aumentan las emisiones a medida que aumenta la antigüedad del vehículo (más adelante se indicará cómo crear y vincular estos perfiles de degradación). El Gobierno revisa y mejora en forma permanente las reglamentaciones referentes a emisiones de los vehículos sobre la base de recomendaciones de la Agencia de Protección Ambiental, dependiente de aquél. Desde 1990, se han incorporado unas cuantas medidas más estrictas respecto de las emisiones de los vehículos nuevos. La tabla que sigue especifica cómo han evolucionado desde 1990 los factores de emisión promedio para cada tipo de vehículo nuevo. Autos y SUVs Contaminante Unidades 1990 1995 2004 ¿Nuevo Parámetro?Gasolina CO2 lbs/MMBTU 159.50 159.50 159.50 159.50

CO g/veh.-milla 6.20 5.30 3.50 1.70 NOx g/veh.-milla 0.44 0.35 0.04 0.03 PM10 g/veh.-milla 0.40 0.30 0.20 0.05

Diesel CO2 lbs/MMBTU 161.00 161.00 161.00 161.00 CO g/veh.-milla 1.05 0.54 0.20 no hay datosNOx g/veh.-milla 0.60 0.27 0.08 no hay datosPM10 g/veh.-milla 1.50 1.50 0.50 0.20

Sugerencia: en Current Accounts y dentro de la rama “Key Assumptions” crear la estructura de ramas que se indica en la figura de la derecha. Allí se especificarán por única vez para cada fuente y cada efecto los factores de emisión indicados en la tabla de arriba. Más adelante se indicará cómo ingresar los valores.

Aún no existen datos disponibles sobre emisiones de vehículos híbridos. Sin embargo, dado que se regulan en la misma forma que los vehículos convencionales de motor de combustión interna a gasolina, se supone que tienen los mismos factores de emisión que ese tipo de vehículos. Se prevé la entrada en vigencia de una nueva reglamentación para vehículos fabricados en 2004; también el Gobierno está considerando la posibilidad de introducir un nuevo conjunto de normas sobre emisiones, con los nuevos factores de emisión propuestos, enumerados en la columna final de la tabla de arriba. Este conjunto de normas aún no ha sido aprobado, por lo que no se ha decidido todavía cuándo entrará en vigencia y comenzará a aplicarse a los nuevos vehículos que se fabriquen.

62

Debido a que los datos mencionados anteriormente representan normas de emisiones que afectaron la fabricación de vehículos nuevos en un año específico, será necesario ingresar los datos para 1990, 1995 y 2004 usando una función escalón (Step). Como el año para la nueva reglamentación aún no se ha decidido, se puede especificar ese año usando una Variable Principal (crearla dentro de la rama “Key Assumptions”) llamada “Nuevo Año de la Reglamentacion”. Fijar el valor de esta variable en 2050 de manera que las nuevas normas no se usen en ningún cálculo inicial de escenario. Así por ejemplo, se podría crear una fórmula para representar las emisiones de CO de los vehículos a gasolina de la siguiente forma:

Step(1990, 6.2, 1995, 5.3, 2004, 3.5, Nuevo Año de la Reglamentacion, 1.7)

Esta fórmula se deberá ingresar en la rama que fue creada dentro de “Key Assumptions”. La fórmula puede ser copiada (Ctrl C) y pegada (Ctrl V) en las ramas correspondientes al NOx y PM10 para luego cambiar los valores de los factores de emisión en función del tiempo y la fuente. En el caso del CO2 se especificará un valor fijo en el tiempo que sólo depende de la fuente. Para vincular las cargas ambientales de las ramas de la Demanda con los factores de emisión ingresados en “Key Assumptions” es necesario ubicarse a nivel de las fuentes asociadas a cada tecnología (iconos de fuente dentro de Demanda), seleccionar la solapa “Environmental Loading”, hacer clic en el botón (“Expression Builder”), borrar el valor que aparezca y arrastrar y soltar el factor de emisión correspondiente desde Key Assumptions, por último hacer clic en Submit o en OK. De forma análoga proceder para todos los efectos ambientales y las dos fuentes. Recuerde que las fórmulas pueden copiarse utilizando Ctrl C y pegarse con Ctrl V. Finalmente, para los tres contaminantes locales del aire también será necesario especificar cómo aumentan en el tiempo los factores de emisión, a medida que aumenta la antigüedad de los vehículos en circulación. Para esto, hay que ir nuevamente a la pantalla perfil de ciclo de vida (Menú General, Lifecycle Profiles), y crear tres perfiles para representar la degradación de CO, NOBx B y PM B10B. La degradación de cada uno de estos agentes contaminantes se puede representar por medio de una curva exponencial con los siguientes parámetros constantes: CO=0.006; NOBx B=0.008; PM B10B=0.005. Volver a la Vista de Análisis, ir a la solapa Cargas Ambientales (“Environmental Loading”) para cada rama de tecnología, y en la columna final de Perfil de Degradación (“Degradation Profile”), seleccionar los perfiles apropiados. Las emisiones de dióxido de carbono (COB2B) dependen únicamente de la cantidad de combustible quemado en el vehículo. Por lo tanto se puede usar un solo factor de emisión constante, y no se requiere curva de degradación. Para los factores de emisión de COB2, Bentonces, se debe dejar el Perfil de Degradación fijo en constante. 5.4. Escenario sin Cambios Se está ahora en condiciones de crear un “Escenario sin Cambios” (BAU) que proyecte el uso de las fuentes y las emisiones futuras en la hipótesis de que no habrá nuevas políticas tendientes a reducir el consumo de combustibles y las emisiones.

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Ir a la pantalla Gestionar Escenarios, ( ), y hacer clic en el ícono del botón Agregar para agregar un nuevo escenario llamado “Escenario sin Cambios” (BAU). Luego ingresar los siguientes datos:

• Se espera que las ventas de vehículos se dupliquen, alcanzando los 2 millones de vehículos/año en 2020. Sin embargo, se prevé que casi todo este aumento se dará en el segmento de mercado de SUVs. La venta anual de autos permanece en 0,8 millones/año en 2020, mientras que las ventas anuales de SUVs aumentan a más del doble, alcanzando 1,2 millones en 2020.

• La penetración de los híbridos en el mercado se mantiene constante en el escenario BAU. No se introducen SUVs híbridos.

• En ausencia de nuevos estándares, el consumo específico de todos los vehículos se mantiene inalterado en el futuro.

• No se imponen nuevas reglamentaciones sobre emisiones, además de las ya aprobadas que se introducirán en 2004.

Ahora se está en condiciones de ver los resultados del escenario BAU. Comparar los resultados obtenidos con cada una de las siguientes categorías para los años 2000, 2010 y 2020.

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Existencia de Vehículos (en Millones) 2000 2010 2020 Autos Motor de Combustión Interna\Gasolina 6,7 6,9 6,9 Motor de Combustión Interna\Diesel 0,1 0,1 0,1 Híbrido\Gasolina 0,01 0,03 0,04 SUVs Motor de Combustión Interna\ Gasolina 4,4 5,9 8,9 Motor de Combustión Interna\Diesel 0,1 0,1 0,2 Total 11,3 13,1 16,2 Ventas Anuales de Vehículos (Miles) Autos Motor de Combustión Interna\ Gasolina 780 780 780 Motor de Combustión Interna\Diesel 16 16 16 Híbrido\Gasolina 4 4 4 SUVs Motor de Combustión Interna\ Gasolina 490 833 1176 Motor de Combustión Interna\Diesel 10 17 24 Total 1300 1650 2000 Millaje Anual de los Vehículos (Miles de millones de millas-vehículo) Autos Motor de Combustión Interna\ Gasolina 94,8 98,2 99,1 Motor de Combustión Interna\Diesel 1,9 2,0 2,0 Híbrido\Gasolina 0,1 0,5 0,5 SUVs Motor de Combustión Interna\ Gasolina 62,8 85,9 128,2 Motor de Combustión Interna\Diesel 1,3 1,8 2,6 Total 160,9 188,3 232,5 Consumo de Combustible (Millones de Galones Equiv. De Gasolina) Autos Motor de Combustión Interna\ Gasolina 3793 3929 3965 Motor de Combustión Interna\Diesel 69 72 72 Híbrido\Gasolina 3 12 13 SUVs Motor de Combustión Interna\ Gasolina 4186 5723 8546 Motor de Combustión Interna\Diesel 75 103 154 Total 8125 9838 12750 Emisiones de Contaminantes CO2 (Millones de Toneladas) 70 85 110 CO (Miles de Toneladas) 1079 882 930 PM10 (Miles de Toneladas) 69 52 54 Nox (Miles de Toneladas) 82 36 14

Sugerencia: Si los resultados obtenidos difieren en más de unos pocos puntos porcentuales de los presentados más arriba, se debe revisar primero, si fuera necesario uno por uno, los datos de Año Base. Se debe eliminar primero la posibilidad de error en los datos de Año Base antes de tratar de revisar uno por uno los valores futuros.

5.5. Escenarios de Política Se examinará ahora una serie de escenarios de políticas. Se comenzará por examinar una serie de medidas diferentes en forma individual, que luego se combinarán de diferentes formas en escenarios integrados. 5.5.1. Consumo Específico Mejorado (IFE) La primera medida que el Gobierno está considerando es introducir parámetros más estrictos de consumo específico para vehículos convencionales (es decir, no híbridos) de motor de

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combustión interna a gasolina y a diesel. El nuevo parámetro propuesto exigirá una mejora del consumo específico de autos y SUVs del 5% en 2005, 10% en 2010 y 20% en 2015 (siendo todos estos valores relativos al consumo específico del año base). Para modelar esta política, ir primero a la pantalla Gestionar Escenarios ( ), y luego crear un nuevo escenario debajo del escenario BAU llamado “Consumo Específico Mejorado”. Para reducir el ingreso de datos, se puede crear una nueva Variable Principal para representar los parámetros mejorados propuestos más arriba. Por ejemplo, se podría crear una variable llamada “Consumo Esperado”, fijar su valor de Año Base en 1 y luego, en el escenario Consumo Específico Mejorado, especificar sus valores futuros usando la siguiente fórmula: Step(2005, 1.05, 2010, 1.1, 2015, 1.2) Luego, ir a la solapa Consumo Específico para cada tipo de vehículo e ingresar la siguiente fórmula para el escenario Consumo Específico Mejorado:

BaselineValue*Consumo Esperado

Esto hará que el consumo específico futuro se calcule como el producto del consumo específico del escenario BAU y el consumo específico esperado (Recuerde que puede arrastrar y soltar la variable “Consumo Esperado” desde Key Assumptions). 5.5.2. Mayor Penetración en el Mercado de Vehículos Eléctricos Híbridos (HYB) Una segunda medida que se está considerando es aumentar la penetración en el mercado de los vehículos eléctricos híbridos. Esto podría hacerse por medio de una serie de incentivos impositivos y subsidios a los consumidores y productores. Se espera que con estos incentivos, los híbridos podrían aumentar su penetración en el mercado de manera que hacia el 2020, el 50% del mercado de autos y SUVs sea de vehículos híbridos. Se espera que el consumo específico de los híbridos mejore a medida que madure la tecnología. Los autos híbridos a gasolina alcanzan un consumo específico de 60 mpg hacia el 2020, mientras que los SUVs híbridos alcanzan las 35 mpg. Crear un nuevo escenario llamado “Híbridos” e ingresar una función Interp (Interpolar) para especificar cuál será la participación futura de motores de combustión interna convencionales y de híbridos en las ventas de autos y SUVs. 5.5.3. Mayor Penetración en el Mercado de Autos y SUVs Diesel (DSL) Dada su mayor eficiencia y sus beneficios respecto de sus menores emisiones de gases de efecto invernadero, el Gobierno también está considerando una política tendiente a promover la penetración en el mercado de los autos y SUVs a diesel. Sin embargo, no es claro si esta medida sería justificada, ya que los vehículos a diesel producen mayores emisiones de contaminantes del aire local, especialmente Partículas. Se espera que, con varios incentivos, los vehículos diesel podrían aumentar su penetración en el mercado al 30% para motores de combustión interna convencionales hacia el 2020.

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Crear un nuevo escenario llamado “Diesel” e ingresar una función Interp para especificar cuál será la participación futura de los vehículos a diesel y gasolina en las ventas de autos de motor de combustión interna y SUVs. 5.5.4. Introducción de una nueva Reglamentación sobre Emisiones de Caños de Escape (TAIL) Como se mencionó en el punto 5.3, el Gobierno está considerando también la posibilidad de introducir una reglamentación nueva y más estricta respecto de las emisiones provenientes de caños de escape. Se quiere comprobar cuáles serán los beneficios en cuanto a la reducción de emisiones si se introdujera esta nueva reglamentación en el 2010, tanto como una medida independiente como una que forme parte de un paquete de medidas más amplio, tendientes a reducir la contaminación y combatir el cambio climático.

Sugerencia: Crear un nuevo escenario llamado “Reglamentación sobre Caños de Escape”, y luego simplemente editar el valor de la Variable Principal llamada “Nuevo Año de la Reglamentación” que se creó anteriormente para este nuevo escenario. Esta variable representa la fecha en que la nueva reglamentación sobre emisiones de caños de escape entrará en vigencia. Cambiarla a 2010.

5.5.5. Promoción de la compra de Autos por sobre los SUVs El Gobierno también está considerando una serie de medidas tendientes a desalentar la compra de SUVs de gran tamaño e ineficiencia de combustible. Con una serie de medidas tales como impuestos a los combustibles o a las emisiones de carbono, y la fijación de los seguros automotores sobre la base del peso o el consumo específico de los mismos, se espera que las ventas de SUVs se reduzcan en 500.000 en el 2020, y que las ventas de autos aumenten en una cantidad similar.

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Ahora se está en condiciones de ver los resultados de los escenarios creados. Comparar los resultados obtenidos con los de los gráficos de las páginas siguientes.

Consumo de Combustible: diferencias respecto al Escenario BAU

Emisiones de CO B2 B: diferencias respecto al Escenario BAU

Tailpipe Emissions S tandardImproved Fuel EconomyHybridsFewer SUVsDieselCombinedBusiness as Usual

Demand Results: Energy demand final unitsFuel: A ll Fuels

2000 2004 2008 2012 2016 2020

Mill

ion

Gal

lons

Gas

olin

e Eq

uiva

lent

s

0

-200

-400

-600

-800

-1,000-1,200

-1,400

-1,600

-1,800

-2,000

-2,200

-2,400

-2,600

-2,800

-3,000-3,200

-3,400

-3,600

-3,800

-4,000

-4,200

-4,400

T a ilp ipe Em is s ions S tanda rdIm proved Fue l Econom yHyb r id sF ew e r S UV sDie se lC o m b inedBus ine s s a s Usua l

E n viron m en ta l R esu lts: Po llu tan t load in g sFuel: A l l Fu els, E ffects: C arb o n D io x id e N o n B io g en ic

2000 2004 2008 2012 2016 2020

Bill

ion

Kilo

gram

mes

0

- 2

-4

-6

-8

-10

-12

-14

-16

-18

-20

-22

-24

-26

-28

-30

-32

-34

-36

-38

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Para estos dos gráficos, los resultados del escenario “Reglamentación sobre Caños de Escape” son los mismos que para el Escenario BAU.

Emisiones de PM10: diferencias respecto al Escenario BAU Se debe tener en cuenta el necesario balance de ventajas y desventajas que resultan en algunos escenarios. En particular, el mayor uso de vehículos de diesel trae como consecuencia la reducción de emisiones de COB2 B, a la vez que el aumento significativo de PM B10B y NOBx B. Se pueden crear combinaciones propias de escenarios. Comenzar por combinar los siguientes escenarios:

• Parámetros de Consumo Específico Mejorado para Vehículos a Gasolina Convencionales.

• Introducción de una nueva Reglamentación sobre Emisiones de Caños de Escape. • Mayor Penetración en el Mercado de Vehículos Eléctricos Híbridos. • Promoción de los Autos por sobre los SUVs.

Ir a la pantalla Gestionar Escenarios ( ) y crear un nuevo escenario llamado “Combinado” que herede del escenario BAU. En la solapa “herencia”, hacer clic en el botón agregar ( ) para agregar cada uno de los escenarios mencionados más arriba al área marcada “También Hereda de”. No se necesita ingresar datos nuevos para este escenario, ya que heredará

Tailpipe Emissions StandardImproved Fuel EconomyHybridsFewer SUVsDieselCombinedBusiness as Usual

Environmental Results: Pollutant loadingsFuel: All Fuels, Effects: Particulates PM10

2000 2004 2008 2012 2016 2020

Mill

ion

Kilo

gram

mes

1614121086420

-2-4-6-8

-10-12-14-16-18-20-22-24-26-28-30-32-34

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automáticamente las fórmulas de ingreso de datos usada en cada uno de los escenarios de los cuales hereda. Ahora se pueden comparar los resultados de este nuevo escenario combinado con los escenarios de políticas individuales y con el escenario BAU. Escenario de Emisiones de CO B2 B Comparado

Tailpipe Emissions StandardImproved Fuel EconomyHybridsFewer SUVsDieselCombinedBusiness as Usual

Environmental Results: Pollutant loadingsFuel: All Fuels, Effects: Carbon Dioxide Non Biogenic

2000 2010 2020

Mill

ion

Tonn

es

105

100

95

90

85

80

75

70

65

60

55

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

70

Ejercicio 6: Generación eléctrica de mínimo costo En este simplificado ejercicio se utilizarán las herramientas de modelado eléctrico y optimización de LEAP para ensayar diferentes expansiones eléctricas. Se compararán los costos totales de generación eléctrica incluyendo la inversión, la operación y mantenimiento y los costos de combustible de las diferentes tecnologías de generación. Se incluirán, adicionalmente, costos asociados a las externalidades ambientales de contaminación local y global, los cuales pueden o no tenerse en cuenta en el análisis. El modelo LEAP será utilizado tanto en modo simulación para establecer un escenario de política como en modo de optimización para obtener la expansión del sistema de generación que minimiza el costo total del sistema. Finalmente se explorará la implicancia de una restricción a la optimización estudiándose el caso de un límite en las emisiones de CO2, determinando como se altera el conjunto de tecnologías elegidas y el costo total del escenario. En este ejercicio se mostrará cómo importar los datos horarios anuales de carga eléctrica en LEAP, como una manera de describir cómo las demandas varían entre las estaciones y las horas del día. Tener en cuenta que este ejercicio es una representación simplificada de un sistema de generación eléctrica y que los datos provistos no intentan ser realistas.

Nota: Este ejercicio requiere de la utilización de MicroSoft Excel además de LEAP. 6.1. Ingresando los datos de generación

Se comenzará abriendo el área “Optimization Example.leap” la cual será provista durante la capacitación. Esta área de trabajo está parcialmente completada para agilizar la carga de datos.

Bajo las ramas de la demanda, una única rama especifica que la demanda de electricidad crece desde un valor nulo en el año base (2010) a 200 mil GWh en el año horizonte (2020). Esta información se encuentra en la variable Total Energy (es un camino simplificado en lugar de explicitar un nivel de actividad y una intensidad energética) en la única rama de la demanda, para el Año Base. En este sencillo ejercicio se utilizarán los mismos supuestos de demanda en todos los escenarios. Explorando las ramas de Transformación del árbol verá un módulo que describe las pérdidas de transmisión y distribución. Se ha creado un módulo de transformación simple que contiene la sencilla suposición de pérdidas eléctricas del 10%, valor que se supone permanecerá constante para todos los años y escenarios.

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Comience agregando un nuevo módulo de Transformación llamado Generación Eléctrica y establezca en sus propiedades que se incluyan los costos, capacidades, una curva de carga del sistema y un margen de reserva planificado. La información sobre rendimientos se introducirá como valores de eficiencia en porcentaje. Asegúrese de que el nuevo módulo aparezca debajo del módulo de transmisión y distribución en la estructura de las ramas del árbol. Una vez creada la rama, deberá ajustar el margen de reserva planificado en 10% y asegurarse de que el módulo tenga un único combustible de salida: Electricidad. Se pueden conservar las propiedades heredadas por defecto para el combustible de salida (electricidad) y no deberán ingresarse datos de metas de importación o exportación para el mismo. A continuación, se deberá especificar el conjunto de tecnologías de generación eléctrica a ser evaluado. Para ello, deberá crear cuatro tecnologías como procesos independientes, debajo de la rama de "Procesos", en el módulo de Generación Eléctrica estando en el Año Base. La siguiente tabla presenta todos los datos de las diferentes tecnologías (los costos de combustible se introducen luego, tal como es explicado a continuación):

Technology Feedstock

Effic‐iency (%)

Max Availability

(%)Capacity

Credit (%)Capital Cost

(Thou $/MW)

Fixed O&M Cost

($/MW)

Variable O&M Cost ($/MWh) Fuel Costs

Life‐time (yrs)

NGCC Natual Gas 48 90 100 1900 9 3 $8/MMBTU 30Wind Wind 100 35 25 2600 17 4 n/a 25Coal Coal Bit 35 90 100 2200 40 3 $100/Tonne 30Hydro Hydro 100 60 50 9000 30 5 n/a 40Nota: NGCC es la sigla en inglés para Ciclo Combinado a Gas Natural. Especificando los costos de generación La mayor parte de los datos del cuadro anterior deben ser incluidos en las distintas variables de cada proceso, en el módulo de transformación. Como única excepción tenemos a los costos de combustible, que deben especificarse dentro de las ramas de Recursos, en el árbol principal. Para ello, ingrese los costos del Gas Natural y el Carbón en la variable “costos domésticos” (indigenous costs), en la rama de Recursos Primarios. Finalmente especifique grandes reservas de Gas Natural y Carbón (1 Trillon de GJ), así como una holgada disponibilidad de recurso Hidroeléctrico y Viento. Para ello, estando en el Año Base fije 1 trillon de GJ en Base Year Reserves para los no renovables e igual valor en Yield para los recursos renovables. Volviendo a la rama de procesos de generación eléctrica, además de los datos del cuadro anterior, establezca un 5% en la variable tasa de interés (para todos los procesos en el Año Base) y fije como primer año de simulación el 2000 en todos los casos. Asegúrese de que la variable de capacidad exógena esté en cero en todas las tecnologías. Por último, establezca como norma de despacho ‘en orden creciente de costos variables’ ("running costs") para todos los procesos.

72

Como en este ejercicio no se pretende representar a la historia del despacho eléctrico (del año base o años anteriores), no se utilizará la variable de producción histórica, donde se especifica la cantidad de energía que generó cada proceso. Por el contrario, se utilizarán los cálculos de optimización de LEAP, para establecer los valores de despacho y potencia a incorporar en consonancia con la minimización de los costos, para satisfacer la demanda planteada. Al especificar como primer año de simulación una fecha anterior al año base del estudio, se está diciendo a LEAP, que ignore la variable de producción histórica y que genere el despacho para todos los años (incluido el del año base) de mínimo costo, es por ello que se especificó como primer año de simulación el año 2000. Antes de abandonar la rama de los procesos asegurarse de que se ha especificado un conjunto de factores de emisión para cada proceso. Utilizando las técnicas presentadas en el ejercicio 1.5 agregar los factores de emisión de Nivel 1 del IPCC a la Turbo Vapor a Carbón así como al Ciclo Combinado a Gas Natural. Vincule cada rama de combustible (las marcadas con el icono ( ) con el factor de emisión Nivel 1 del IPCC. Para ello presione el botón ( ) desde la pestaña cargas ambientales (environmental loading). Por último, visite el menú General: Parámetros Básicos, pestaña de de costos. Aquí tendrá que configurar algunas opciones que se utilizarán para calcular los resultados de costos. Asegúrese de que dicha pantalla tenga la siguiente configuración:

• El alcance de la evaluación costo-beneficio debe ser fijado al Sistema Energético Completo (complete energy system).

• Los costos de las externalidades ambientales deben ser desactivados inicialmente así como la fracción de costos externos.

• Fijar la tasa de descuento en 5% y la de inflación en 0%.

• Por último, el método de amortización de capital debe ser fijado en: Factor de Recuperación de Capital (Capital Recovery Factor), método por defecto y requerido cuando se usa optimización.

73

6.2. Creando la curva de carga a partir de la importación de datos horarios A continuación serán creados el conjunto de datos que describen cómo la demanda de generación eléctrica varía entre las diferentes estaciones del año y horas del día. Las variaciones en la carga eléctrica son sumamente importantes para determinar qué combinación de plantas de base o pico debe ser construida y operada. La creación y el uso de las curvas de carga en LEAP es un proceso de cuatro pasos.

1. Creación de intervalos temporales 2. Poseer la información horaria (en una hoja de cálculo) 3. Cargar la curva anual al LEAP 4. Asociar la curva generada al módulo de generación

Veamos a continuación dichos pasos en detalle:

1. Intervalos temporales: En primer lugar debe ser creado un conjunto de intervalos. Para ello ir al menú General: Time slices y presionar el botón “Setup” ( ) en la barra de tareas. Selecciónar "Detailed: use a second screen to setup..." Luego, configurar los intervalos como se muestra en la imagen, de modo que los intervalos principales sean las 4 estaciones y los intervalos diarios sean día y noche. En este ejercicio no se usarán intervalos semanales. Una vez presionado “OK”, LEAP generará el detalle de intervalos mostrados en la imagen presentada a continuación. Cada intervalo contiene la información de la cantidad de horas incluidas, las fechas de comienzo y finalización y los días de la semana cubiertos por el mismo. Se puede presionar el botón “Más…” (More…) en la barra de tareas para acceder a herramientas de visualización detallada. Notar que el número total de horas cubiertas por todos los intervalos será 8760 horas. Estos intervalos generados en forma automática también podrían haber sido generados en forma manual o ser editados a partir de esta ventana de diálogo, aunque

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generalmente no suele ser necesario. Se está en condiciones entonces de volver a la pantalla principal.

2. Hoja de cálculo con infomación horaria: A continuación, abrir el MS Excel y cargar la hoja de cálculo con la demanda horaria, la que se encuentra en su computador en el siguiente directorio: \My Documents\LEAP2011 Areas\Optimization Example\Sample Load Shape.xls Notar que esta hoja de cálculo contiene datos horarios para las 8760 horas de un año, desde la primera hora del 1 de enero hasta la última hora del 31 de diciembre. Las horas numeradas se muestran en la columna “Hour” (columna A) de 1 a 8760 mientras que la demanda eléctrica correspondiente se presenta en la columna “KWh” (columna B). Estos valores se grafican como “Forma de la Carga” (Load Shape) en la hoja de cálculo y en la gráfica de la derecha. Notar las grandes variaciones que presenta la carga, tanto entre estaciones como entre los diferentes momentos del día así como entre los días de la semana. En las columnas C, D y E se presenta la misma información reorganizada, ordenando todos los valores demandados (sin importar en qué momento del año) de mayor a menor y luego normalizándolos en términos del porcentaje que representan respecto del máximo anual. Este gráfico se presenta como “Curva de Duración de Carga” (Load Duration Curve), también conocido como "Monótona de Carga". Notar que al ordenar las demandas en forma descendente se pierde toda la información referente a las estaciones, semanas u horas del día.

0

500,000

1,000,000

1,500,000

2,000,000

2,500,000

3,000,000

‐ 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000

Load Shape (kWh)

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3. Curva anual: Ahora se importarán los datos horarios a LEAP. Para ello, manteniendo el Excel abierto, diríjase en LEAP a General: Yearly Shapes y seleccione del menú de la ventana emergente la opción opción “Import Hourly Shape” ( ). Aparecerá entonces un cuadro de diálogo tal como se muestra en la imagen. Seleccionar la opción de importar valores como “Energy Load Shape %” (la cual es la forma requerida cuando se utiliza optimización). Seleccione el rango de Excel denominado "KWh": este rango contiene los valores de KWh de la columna B de la hoja de cálculo. Por último, recuerde que debe asignar un nombre para la nueva curva anual, sugerimos usar “System Load Shape”. Al hacer click en aceptar, LEAP importará los valores horarios de la hoja de cálculo y asignará automáticamente estos valores a los segmentos de tiempo especificados en el paso 1. El resultado será una forma anual que debería ser similar a la mostrada a continuación. Tener en cuenta que antes de hacer esta captura de pantalla hemos utilizado las opciones de gráfico para organizar la información a ser mostrada, la cual fue ordenada de mayor a menor.

‐

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000

Load Duration Curve (% of Peak)

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4. Curva de carga del sistema: El paso final implica asignar la curva creada a la variable “System Load Shape”. Para ello se debe salir del menú de Yearly Shape y luego estando en la vista de Análisis debe ubicarse sobre la rama “Transformación/Generación Eléctrica” del árbol. Estando en el Año Base ingrese la siguiente expresión a la variable “System Energy Load”: YearlyShape(System Load Shape) (o entre paréntesis el nombre que usted haya asignado a la curva)

6.3. Escenarios de simulación para explorar las distintas tecnologías Se está en condiciones ahora de explorar los costos y las emisiones asociadas al equipamiento eléctrico con diferentes tecnologías. Para ello se comenzará creando algunos escenarios simplificados, en los que será evaluado el efecto de incorporar una única tecnología para abastecer la demanda. La idea será generar cuatro escenarios en los que la expansión se realice con una única tecnología, para luego comprar dichos escenarios con otro en que la expansión se elija automáticamente con la combinación óptima de las tecnologías disponibles. Para ello, ir a la pantalla Manejo de Escenarios ( ) (Manage Scnearios) y crear un primer escenario llamado Coal Only, que herede la información del año base. Luego crear tres escenarios más que hereden del escenario Coal Only recientemente creado. Nombrarlos: Natural Gas Only, Wind Only e Hidro Only. Una vez realizado esto, la ventana de Manejo de Escenarios debería verse como la presentada en la figura. Nota: Es importante que todos los escenarios hereden del Coal Only para reducir la carga de datos. Una vez creados los escenarios, regresar a la pantalla principal, seleccionar el escenario Coal Only y dirigirse a la variable Capacidad Endógena (endogenous capacity) del módulo Generación Eléctrica. Usar el botón más ( ) ubicado a la derecha de la pantalla para agregar la tecnología de generación a carbón (“Coal”, turbina de vapor a carbón o como la haya denominado) e ingresar el valor 100 MW al tamaño del módulo de generación que puede ser incorporado. Esta acción está indicando a LEAP que en este escenario deberá adicionar automáticamente plantas de generación a carbón en módulos de 100 MW cada vez que sean necesarias. En el modo de utilización y cálculo en LEAP de simulación es el criterio del usuario el que fija qué tipo de plantas se incorporan, LEAP únicamente indica cuándo es necesario hacerlo (y lo hace). Más adelante, cuando se utilice LEAP en modo optimización pediremos que LEAP no sólo defina cuándo sino también especifique cuál tecnología incorporar de las tecnologías

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disponibles, con el criterio de obtener el mínimo costo total (inversión + operación) y respetando las restricciones que imponga el usuario, si las hubiera. Continuando con las simulaciones se debería repetir el proceso previo para los cuatro escenarios restantes: Natural Gas Only, Wind Only, e Hydro Only. En cada caso incluir únicamente la tecnología relevante al escenario, usando también módulos de 100 MW para la expansión. Tener en cuenta que la capacidad endógena de los últimos tres escenarios creados estarán heredando la instrucción de incorporar plantas tipo carboneras, hipótesis fijada en el escenario Coal Only. Esto debe ser modificada para cada escenario, quitando las plantas a carbón y agregando sólo la tecnología pertinente a cada escenario para la expansión endógena. 6.3.1. Resultados

Es posible ahora visualizar algunos resultados para estos 5 escenarios. Para ello ir la vista de resultados y crear las siguientes gráficas:

1. Costos Sociales: Crear una gráfica que compare el costo social total descontado, acumulado al 2020. Pararse en la rama más alta del área para dar cuenta de todos sus componentes. Asegurarse de configurar el gráfico para visualizar los escenarios en el eje X y las Categorías de Costos en la leyenda. Grabar esta gráfica en favoritos con el nombre “Costos por Escenario”.

2. Capacidad: A continuación crear una gráfica presentando la capacidad total instalada en cada escenario para el año 2020. Guardar este gráfico en favoritos con el nombre “Capacidad por Escenario”.

Dichas gráficas deberían verse del siguiente modo:

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Intente responder las siguientes preguntas:

• ¿Por qué el Carbón es la opción más económica?

• ¿Por qué LEAP incorpora más capacidad para el escenario Wind Only e Hidro Only si en todos los escenarios la demanda eléctrica es igual?

6.4. Incorporando la valorización de las Externalidades

Los resultados obtenidos pueden estar influidos por un factor importante que fue ignorado: los costos asociados a los daños ambientales causados por la quema de combustibles fósiles, u otros externalidades. Si bien estos costos muchas veces son ignorados pues no están valorizados en términos monetarios en gran parte de

los sistemas energéticos, implican un costo real y causan impactos económicos reales como los daños a la salud humana y a las actividades agrícolas. Se incluirá a continuación información que describa algunos valores posibles de dichas externalidades, los cuales están consignados en la presente tabla. Para incorporarlos, notar que una las ramas troncales del árbol, arriba de la rama de "Demanda", es la rama "Effects". Allí habrá que agregar con el botón "Add" los efectos que serán tenidos en cuenta (los que se especifican en la tabla) y consignar su valorización en la variable Externatlity Costs. Los dos contaminantes considerados son NOX y SO2. Una vez que agregue algún efecto aparecerán las variables en las que puede especificarse tanto el costo como el límite deseado en cada uno de ellos. Antes de visualizar los resultados, comprobar en General: Parámetros Básicos que en la pestaña de Costos esté seleccionada la opción “Environmental Externality Costs”.

Pollutant

Externality Value ($/kg)

NOx 7SO2 2

79

Seleccionar nuevamente la vista de Resultados y volver a la gráfica guardada en favoritos de Costo por Escenario. En esta instancia se debería encontrar una gráfica como la que se presenta a continuación. Notar que LEAP incluye ahora un nuevo tipo de costos asociados a las externalidades.


• ¿Cómo cambiaron los resultados y por qué?

• ¿Por qué las externalidades varían tanto entre los distintos tipos de plantas?

• ¿Qué otros tipos importantes de externalidades hemos ignorado en estos cálculos? 6.5. Utilizando la optimización para identificar el equipamiento de mínimo costo Se está en condiciones, finalmente, de explorar las capacidades de optimización del nuevo LEAP. Esta funcionalidad permite que LEAP encuentre automáticamente la expansión eléctrica que cubra la demanda y el margen de reserva a mínimo costo.

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Primero hay que corroborar que la funcionalidad de optimización está correctamente instalada, tal como muestra la figura anterior. Para ello ir a General: Parámetros Básicos y en la pestaña de optimización comprobar su correcta instalación. Por el momento hay que dejar la opción “Include Emissions Constraints” (incluir las restricciones de emsiones) desactivada. Dejar las otras opciones en sus valores por defecto. Ahora debe ser creado un nuevo escenario en el que se utilizarán las herramientas de optimización. Para ello ir a Manejo de Escenarios y crear un escenario llamado Optimización (Opt) que herede la información directamente del Año Base.

Regresar a la pantalla principal de Análisis y seleccionar trabajar en el escenario Optimización recién creado. Sólo será necesario indicar unos pequeños detalles en el escenario para realizar una optimización ya que gran parte de la información fue ingresada anteriormente. LEAP utilizará la información provista para las

simulaciones en forma automática. Dentro de la rama Transformación\Generación eléctrica, seleccionar la pestaña “Optimize” y cambiar su valor de “No” a “Sí”. Si no encuentra la variable “Optimize” asegurarse que se está trabajando sobre el escenario “Optimización”, pues la variable “Optimize” no aparece mientras se edita el Año Base. Por último revisar que en el escenario Optimización las reglas de despacho estén fijadas para todas las tecnologías en “Running Cost (lo que ya debería estar así). Y ya está…¡ Es todo lo que debe hacerse!.

Es momento de regresar a la vista de resultados. LEAP recalculará los resultados. Podrá notar que durante el proceso de cálculo LEAP pareciera realizar una pausa en la cual una ventana adicional se abrirá conteniendo información relativa al modelo de optimización vinculado3, el OSeMOSYS, el cuál es utilizado por

LEAP para realizar los cálculos de optimización. Esta ventana se cerrará automáticamente cuando los cálculos de optimización hayan finalizado y LEAP continuará con su secuencia habitual. Una vez completados los cálculos volver a abrir la gráfica guardada en favoritos Costos por Escenario. Debería encontrar una gráfica como la presentada a continuación. Notar que LEAP presenta resultados para el nuevo escenario de optimización recién creado, en el que puede apreciarse que los costos sociales totales son levemente inferiores al menor de los existentes.

3OSeMOSYS es el Open Source Energy Modeling System, el cual es utilizado por LEAP para calcular las configuraciones óptimas de mínimo costo de cada centro de transformación. OSeMOSYS a la vez depende del GNU (Linear Programming Kit - GLPK), un “toolkit” software que resuelve problemas de programación lineal a gran escala, por medio del método “simplex” revisado.

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Para examinar qué combinación de tecnologías hizo posible obtener dichos costos seleccionar una gráfica que muestra la generación eléctrica por tipo de tecnología para 2020, para cada escenario.

Notar que a diferencia de los escenarios de simulación, en el escenario de Optimización LEAP ha seleccionado una combinación de tecnologías de generación. Como la demanda eléctrica que se ha modelado (a partir de la curva de carga) varía según la estación y la hora del día, existirán períodos con grandes picos demandados. Dichos picos favorecen la existencia de plantas de relativamente bajos costos de inversión aun poseyendo altos costos de combustible (como los ciclos combinados). La demanda de base del sistema favorece la

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instalación de plantas más capital intensivas (caras de construir) pero de bajos costos variables (como las eólicas). 6.6. Utilizando restricciones en la optimización fijando un límite a las emisiones de CO2 En este ejercicio deberá crearse un escenario adicional en el cual se buscará la expansión eléctrica de mínimo costo restringida a un máximo nivel de emisiones de CO2 impuesto al sistema. Para crear una restricción en las emisiones se debe volver al menú “General: Parámetros básicos: Optimization” y marcar la opción “Include Emissions Constraits” para activarla. Luego se debe regresar a la pantalla principal donde se encontrará una rama denominada “Emission Constraints” (restricciones de emisiones), bajo la cual deberá agregarse un nuevo efecto ambiental para el Dióxido de Carbono no biogénico (Carbon Dioxide Non Biogenic). Tanto para el Año Base como para todos los escenarios existentes no existe restricción por lo que deberá dejarse “Unlimited” (ilimitada, opción por defecto) para la variable “Annual Emission Constraint” (restricción anual de emisiones). A continuación dirigirse a Manejo de Escenarios y crear un nuevo escenario denominado CO2 Limitado (LIM) que herede las propiedades del escenario de Optimización. Volviendo a la pantalla principal, especificar para este escenario un valor de 10 millones de toneladas en la variable Annual Emission Constraint.

Por último, seleccionar los resultados y visualizar lo ocurrido en generación, emisiones totales de gases de efecto invernadero y costos. Deberían ser obtenidas gráficas como las siguientes:

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• ¿En qué porcentaje se han reducido las emisiones en el escenario óptimo con emisiones restringidas respecto del escenario óptimo sin restricciones de emisión?

• ¿En qué porcentaje han aumentado los costos?

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6.7. Usando sus propios datos Es el momento de volver hacia atrás y revisar los valores que han sido colocados para caracterizar las plantas de generación, los costos de capital, O&M y combustibles, así como los parámetros técnicos tales como vida util, eficiencia, maximum availability y capacity credit. Hay que tener en cuenta que los valores utilizados en el ejercicios son meramente ilustrativos y con fines académicos, no intentan necesariamente ser realistas (y desde ya, no debería utilizarlos en ningún estudio real!).

• ¿Cómo son estos valores en comparación con los de su país?

• Trate de reemplazar los costos de capital y combustibles usados en este ejercicio con los de su propio país (si dispusiera de ellos). ¿Cómo modifica esto el mix óptimo de generación?

• Finalmente, piense cómo podrían evolucionar estos valores en el futuro. Teniendo en mente, por ejemplo, el abaratamiento de las tecnologías de generación eólicas o solares de la mano del encarecimiento del precio de los combustibles fósiles, intente expresar alguna tendencia del estilo, a partir de funciones tipo Growth, para explorar estas posibles implicancias. ¿Qué impactos tienen estos cambios en el mix de generación?


Linking WEAP to LEAP

A TUTORIAL ON

Linking WEAP and LEAP ............................... 228

Scenario: Hydropower Generation from WEAP ................................................................ 232

Scenario: Demand for Cooling Water from LEAP ................................................................. 242

Scenario: Electricity Demand from WEAP ............ 248

August 2012

228 Linking WEAP to LEAP


Note:

For this module you will need to have completed the previous modules (“WEAP in One Hour, Basic Tools, and Scenarios) or have a fair knowledge of WEAP (data structure, Key Assumptions, Expression Builder, creating scenarios). To begin this module, go to the Main Menu, select “Revert to Version” and choose the version named “Starting Point for 'Linking WEAP to LEAP’ module.”

Linking WEAP and LEAP

1. Introduction to LEAP

LEAP, the Long-range Energy Alternatives Planning System, is a widely-used software tool for energy policy analysis and climate change mitigation assessment developed at the Stockholm Environment Institute.

LEAP is an integrated modeling tool that can be used to track energy consumption, production and resource extraction in all sectors of an economy. It can be used to account for both energy sector and non-energy sector greenhouse gas (GHG) emission sources and sinks. In addition to tracking GHGs, LEAP can also be used to analyze emissions of local and regional air pollutants, making it well-suited to studies of the climate co-benefits of local air pollution reduction.

For more information on LEAP and to download the software, visit http://www.energycommunity.org.

2. Coupled water-energy models in WEAP and LEAP

We are going to examine a simple water-energy system; first the water side of the system using WEAP, then the energy side using LEAP. Then we will link the WEAP and LEAP models to examine the interaction between the two sides and see how this interaction influences the results we obtain.

3. WEAP Model

In the WEAP “Schematic” view there is a city situated near a river with its own wastewater treatment plant. A reservoir harnesses hydropower from the river. The demand for water comes from two sources: municipal demand from the city, and demand for thermal cooling from a coal power plant also situated near the river. The municipal demand has the first demand priority (1) compared to the thermal cooling demand (2).

http://www.energycommunity.org/

Linking WEAP and LEAP 229


Already we can see links between the water and energy systems in this model. The reservoir and coal power plant utilize water to generate electricity. On the other hand, the wastewater treatment plant uses energy in its treatment process. Energy is also needed for processes like pumping for transmission.

4. View WEAP results

Switch to the “Results” view. Click the pull-down menu at the top left, select “Supply and Resources” > “Reservoir” > “Hydropower Generation.” This allows us to see the variation in hydropower generated by the reservoir over time. Change the unit to Kilowatt-Hour. Remember that you can change the chart type to a line or bar graph by clicking the “Chart Type” button on the right hand side of the window.

You can also view the monthly average or the annual total hydropower generated by checking the corresponding box at the top of the window. From these options, we can see that hydropower generation peaks during the summer, and varies from year to year.



Monthly Average:

Annual Total:

5. LEAP Model

Now we will open the energy modeling program, LEAP, to see the current sources of energy for Big City. Open the WEAP-LEAP Tutorial area and revert to version “Starting point for WEAP-LEAP Tutorial”.

Open the “Analysis” view in LEAP, which can be found on the left-hand side of the window. This is similar to the “Data” view in WEAP. In the “Scenario” pull-down window toward the top, make sure the “REF: No WEAP Link” scenario is selected.

In the Data tree under “Transformation” > “Electricity” > “Processes,” there are three processes that generate electricity: hydropower from the

Linking WEAP and LEAP 231


reservoir, the coal steam power plant, and energy imports. If you select the “Merit Order” tab, you can see that hydropower is dispatched first, followed by energy from coal. Any remaining shortfalls are made up with imports, which is last in the merit order.

The energy production capacities for these plants are under the “Exogenous Capacity” tab.

For each energy production process, the portion of maximum energy production that is available can be found under the “Maximum Availability” tab. In the “No WEAP Link” scenario, the maximum availability of the hydropower plant has been entered as 100%. LEAP is assuming that all water demand for hydropower will be met, as it has no information on the amount of water available for hydropower generation.



6. View LEAP results

Switch to the “Results” view, found under the “Analysis” button on the left-hand side of the window. From the top pull-down window, select the variable “Transformation: Power Dispatched”.

In 2014, almost a third of all electricity produced comes from hydropower, running at its full rated capacity of 45 MW. This is unrealistic if there is insufficient water to satisfy the demand for electricity.

Scenario: Hydropower Generation from WEAP In order to have a more realistic representation of hydropower, we will now link LEAP to a WEAP, so that LEAP can read the hydropower results

Scenario: Hydropower Generation from WEAP 233


calculated by WEAP. In this way, LEAP can determine how much electricity could, in reality, be generated from hydropower.

7. Create scenario in WEAP

In WEAP, choose the menu item Area, Manage Scenarios to create a new scenario under the “No LEAP Link” scenario, and name it “Hydro Gen from WEAP.”

8. Create scenario in LEAP

In LEAP, click the “Manage Scenarios” button (with a blue S icon) toward the top of the window. Add a scenario by clicking the green plus button in the upper left corner, and name the scenario “Hydro Gen from WEAP.” In the “Based on” pull-down window, select “No WEAP Link.” This will ensure that the new scenario inherits the characteristics of the “No WEAP Link” scenario. Close the window.



9. Linking WEAP and LEAP

In LEAP, go to the Analysis View and then, under the Advanced menu, select “Link to WEAP Water Model.” The window that pops up is the link manager. In this window, you associate the LEAP area with the correct WEAP area. It is also where you match LEAP and WEAP scenarios and time steps.

Check the “Link to WEAP water model” box at the top. Where it says

<Select a WEAP Area >, choose “Tutorial.” When first linked, LEAP or WEAP will attempt to match up the scenarios and timesteps from the two models if they have the same name. The timesteps should all be automatically matched, as well as the “Hydro Gen from WEAP” scenarios. The “No WEAP Link” and “No LEAP Link” scenarios will not link (their names are different), but this is correct—those two scenarios are not linked. You can click the Error Check button to double-check for any errors. Then, close the window.



Now we shall follow the same steps for WEAP. In WEAP, under the Advanced menu, select “Link to LEAP Energy Model.” A window just like the LEAP link manager should pop up. Check the “Link to LEAP” box, and verify that the LEAP Area, scenarios and timesteps are linked correctly. Close the window.



10. Time slices

In this example, the LEAP timeslices have already been set to monthly. But when you create your own LEAP area, you will need to setup the timeslices to match those in the WEAP area to be linked (typically, monthly). In the LEAP Analysis view, go to the “General” menu at the top of the window and select “Time Slices.” If this had been a new area, the default would be 8 seasonal day and night time slices. To change this, click “Setup.”

In the “Setup Time Slices” window that appears, choose “Detailed” and then OK. Change “Main slices” to “12 Months.” Make sure “Daily slices” is “Whole day” and “Weekly slices” is “Whole week.” To save these settings, click OK. However, because the time slices are already monthly, you can just click Cancel.



11. Reading WEAP Result into LEAP

In the LEAP “Analysis” view, open the Data tree to “Transformation”>“Electricity”>”Processes.” Making sure that the new “Hydro Gen From WEAP” scenario is selected, choose the “Maximum Availability” tab and change the expression for the “Reservoir with Hydropower” branch to the following:

100*Min(1,WEAPValue(Supply and Resources\River\Green River\Reservoirs\Reservoir with Hydropower:Hydropower Generation[MW])/Exogenous Capacity[MW])

You can either type this in directly or use LEAP’s Expression Builder (the tab with the orange E icon toward the bottom of the window) to help build the expression.



Use the “Branch/Variable” button to enter branches from WEAP:

Choose the “Reservoir with Hydropower” branch and click Next.

Scroll down to find the “Hydropower Generation” result variable and click Finish. You might need to change the unit of “Hydropower Generation” from GJ to MW.

Fill in the rest of the expression: put 100*Min(1, before the WEAPValue function and )/Exogenous Capacity[MW]) after it. The completed expression should be:

100*Min(1,WEAPValue(Supply and Resources\River\Green River\Reservoirs\Reservoir with Hydropower:Hydropower Generation[MW])/Exogenous Capacity[MW])

Click the “Submit” button at the top left corner of the Expression Builder.



The WEAPValue function tells LEAP to look at data or results calculated by WEAP. The graph in the Chart tab below the expressions shows that the hydropower maximum availability in 2011 and 2014, as calculated by WEAP, is actually much lower than 100%. This restricts the amount of electricity LEAP can dispatch from hydropower. (Note: You will only see these values in the chart if WEAP has already calculated its “Hydro Gen from WEAP” scenario.)

12. View LEAP Results

To see how hydropower results from WEAP affects the LEAP electricity dispatch, switch to the “Results” view. Now that WEAP and LEAP are linked and depend upon each other’s results, they will each need to make sure that the other’s results are up to date. In the LEAP confirmation dialog to run calculations, it notes that WEAP also needs to calculate and gives you the option to do that too.



In this initial version of the linked WEAP-LEAP modeling system, the flow of calculations is not fully automatic. In models which have links in both directions, the user is responsible for running the models several times until the system converges, or recognizing the cases where the results diverge or oscillate between two or more different states. We hope to automate this process in future versions.

Note: Your results for this tutorial may not exactly match those shown here, depending on how many times you iterate the calculations in LEAP and WEAP.

Select the “Transformation: Power Dispatched” variable from the pull-down window under the Chart tab. Select the “Hydro Gen from WEAP” scenario from the “Scenario” pull-down window under that. Using the pull-down windows at the right and bottom of the window, select “All Branches” for the vertical axis of the chart, and “All Time Slices” for the horizontal axis.

As we can see from the chart, there is much less hydropower and much more coal steam in this scenario due to the restriction given by WEAP.



We can verify that the outputs generated by WEAP indeed match the inputs to LEAP. Switching to the Table tab in the LEAP “Results” view, note that for January 2014, the amount of hydropower generated by the reservoir is 6.55 MW.

In WEAP, under the Table tab of the “Results” view, the value for January 2014 is also 6.55 MW.



Scenario: Demand for Cooling Water from LEAP As mentioned before, the coal power plant downstream from the city uses cooling water in its electricity generation process. The demand for water from the coal plant is determined by how much electricity it generates in LEAP.

13. Create scenario

Create a new scenario in both WEAP and LEAP named “Cooling Water Demand from LEAP.” The new scenario should inherit the properties of the “Hydro Gen from WEAP” scenario. Check the link manager to ensure that the these new scenarios are linked to each other (“Advanced”>”Link to WEAP” or “Link to LEAP” depending on whether you are in LEAP or WEAP).

14. Enter Water Use in WEAP

In the WEAP “Data” view, go to the Key Assumption for Cooling Water Requirements per MHW \ Coal Steam on the Data tree, and enter 25000 gal (make sure the “Cooling Water Demand from LEAP” scenario is selected):

Select Demand Sites \ Coal Power Plant on the tree. On the “Monthly Demand” tab under “Water Use,” enter the following LEAP function:

LEAPValue(Transformation\Electricity\Processes\Coal Steam:Power Dispatched[MW]) * Days * 24 * Key\Cooling Water Requirements per MWH\Coal Steam[m^3]

Scenario: Demand for Cooling Water from LEAP 243


Note: You may use the “LEAP Branches” tab on WEAP’s Expression Builder to help build the LEAPValue part of the expression. If you do, you will need to change the unit from Kilowatt to MW:

Multiplying by Days * 24 converts power (MW) to energy (Megawatt-hours); multiplying by the water requirement per MHW gives the volume of water needed by the coal power plant to function.

The chart shows the variation in cooling water demand, depending on how much electricity is generated by the coal power plant.



Note: If LEAP has not yet calculated this scenario, you will not see any results here.

15. View WEAP results

In the “Results” view, select the “Reservoir Storage Volume and Zones” variable in the top pull-down window (“Supply and Resources”>”Reservoir”>”Storage Volume and Zones”). The graph shows the storage volume (red) against the different reservoir zones.



Change the scenario to “Cooling water demand from WEAP”. Now we can see that the reservoir level dropping lower over time due to the new demand for cooling water.



If we take a look at the “Demand Site Coverage” variable, we observe that demand coverage for the coal plant is less than 100% in several month. This means that there is not enough water to satisfy the coal plant’s demand.

16. Enter WEAP expression in LEAP

We will now see how this WEAP restriction affects the results in LEAP. Go to the LEAP “Analysis” view and select the “Cooling Water Demand from LEAP” scenario from the pull-down window. Under the “Maximum Availability” tab, enter the following WEAP input expression for the Coal Steam branch:

0.70 * WEAPValue(Demand Sites\Coal Power Plant:Coverage[%]) / 100



This is the demand coverage for the coal power plant. The chart shows that, in months where the coverage is below 100%, the maximum availability will be less than 70%.

17. View Results in LEAP

Switching to the “Results” view, select the “Cooling Water Demand from LEAP” scenario. In 2014, there is insufficient water to satisfy the cooling water demand, which reduces the generating capacity of the coal plant. We can see that at times, imports (in blue) are now required to make up for the lack in coverage by hydropower and coal steam.



Scenario: Electricity Demand from WEAP The water sector uses electricity to treat, pump and transmit water. Depending on how much water is used and treated, the demand for electricity changes accordingly.

18. Create scenario in WEAP

In WEAP, create a new scenario called “Electricity Demand from WEAP,” inheriting the characteristics of the “Cooling water demand from LEAP” scenario. Here we are going to focus on two demands for electricity by the water sector.

The first is the transmission link from the river to the city. In the Data tree, open “Supply and Resources,” “Transmission Links” and “to City.”

You will create two new user-defined variables, “Electricity per Cubic Meter” and “Total Electricity,” to model electricity used by water pumping and treatment. Right click on an existing variable tab (e.g., Maximum Flow Volume) and choose “Create.”

Scenario: Electricity Demand from WEAP 249


First, create a new category named “Electricity”—select < Add New Category> to add it.

Next, enter the following information and click Save:



Once you have created the variable, enter data in the ”Electricity Demand from WEAP” scenario for the energy needed for pumping and treatment to

the City (1 kWH / cubic meter) and the Coal Power Plant (0.2 kWH / cubic

meter). Tip: just click on the transmission link in the lower left map to jump to that branch in the tree.

Create another variable named “Total Electricity”:

Note: This variable will be a read-only calculated result--the default

expression you enter ( Electricity per Cubic Meter * PrevTSValue(Flow) ) will calculate the total electricity used by the transmission link in the previous timestep. Because this is the default expression, it will be used for all transmission links.



The second electricity demand in this model is from the Wastewater Treatment Plant. Find this in the Data tree under “Water Quality” and “Wastewater Treatment.” We will model it the same way as we did the transmission links. Add two new user-defined variables: “Electricity per Cubic Meter” and “Total Electricity,” with the following definitions:

Once you have created “Electricity per Cubic Meter,” enter data in

the ”Electricity Demand from WEAP” scenario: 0.1 kWH / cubic meter. The default expression for the read-only result variable Total Electricity is

Electricity per Cubic Meter[kWH] * PrevTSValue(Wastewater Treatment Plant Total Inflow[m^3])



19. Add Key Assumption in WEAP

These two electricity demands can be summed up in one key assumption. Add a new key assumption in the Data tree and name it “Electricity Use by Water Sector.” (Right click on the “Key Assumptions” branch and choose “Add,” and select Kilowatt-Hours for the unit.) Enter the following expression in the Current Accounts:

(Supply and Resources\Transmission Links:Total Electricity[kWH] + Water Quality\Wastewater Treatment:Total Electricity[kWH])

20. Create scenario in LEAP

Open the “Analysis” view in LEAP and create a scenario named “Electricity Demand from WEAP.” Go to the Link to WEAP screen and link this scenario to the corresponding scenario in WEAP. In the Data tree, go to branch Demand \ Water Sector. Enter this expression in “Final Energy Intensity Time Sliced” (make sure the “Electricity Demand from WEAP” scenario is selected):

WEAPValue(Key\Electricity Use by Water Sector[kWH])

You will need to run calculations before you can see these results in the Data View.



21. View results and compare scenarios

In the “Results” view of LEAP, you can compare the energy demand across scenarios. Choose the “Energy Demand Final Units” variable from the top pull-down window, and “All Scenarios” for the legend. The “Electricity Demand from WEAP” scenario should show a variation in demand, while the other scenarios show straight lines because they do not take into account the changing electricity demand from the water sector.

In WEAP, look at the results for Reservoir storage by scenario. Because of the electricity demand from WEAP, LEAP must dispatch the coal plant more, which increases the cooling water requirement, which further reduces the reservoir level. Even in this simple example, you can see the complexity that can be modeled by linking WEAP and LEAP.