Contribución potencial de energías renovables no

Transcripción

Universidad Técnica Federico Santa María
Contribución potencial de energías renovables no
convencionales (ERNC) al SIC al año 2025
INFORME FINAL
Resumen Ejecutivo
Revisado por: Jorge Pontt O.
Director NEIM
Depto. de Electrónica, UTFSM
Casilla 110 V, Valparaíso, Chile
Fono: (56) 32 2654553 / 2654554
Fax: (56) 32 2797530
Email: [email protected]
Participan : Gerd Reinke, Depto. de Mecánica, UTFSM
Patricio Núñez, Depto. de Procesos Químicos, UTFSM
Roberto Leiva, Sede Viña del Mar, UTFSM
Germán Ubilla, Depto. de Electricidad, UTFSM
Jaime Espinoza, Depto. de Mecánica, UTFSM
Ingenieros y profesionales de apoyo:
Rafael Bolocco, NEIM
Carlos Pontt, NEIM
Cynthia Herrera Reyes, Sede Viña del Mar, UTFSM
Mario Orellana, NEIM
Nicolás Faúndez, NEIM
Daniel Díaz, Depto. de Mecánica
Pedro Velásquez, Depto. de Mecánica
Staff- CIE, Centro Innovación Energía UTFSM
Staff NEIM-UTFSM, Núcleo Milenio Electrónica
Industrial y Mecatrónica
Coordina Sr.: Cristian Guíñez
USM SA
Fecha : 24 de Julio, 2008
Rev.06
ERNC_InformeEjecutivo_JPO_28 07 08.doc
1
CONTENIDO
Cap.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Descripción
Antecedentes
Preámbulo
Fuentes de información
Reconocimientos
Agradecimientos
Resumen Ejecutivo
Metodología General
Determinación de potenciales
Capacidad de Potencia Instalable en el período 2007-2025
Capacidad de Generación ERNC en el período 2007-2025
Sobre la evaluación económica de los proyectos ERNC
Costo de la Energía para cada ERNC
Breve análisis FODA de las ERNC
Conclusiones
Recomendaciones
Referencias
Pág.
3
3
4
5
5
6
7
18
22
25
28
30
32
34
39
41
2
Contribución potencial de ERNC al SIC al año 2025
ANTECEDENTES
Estudio de energías renovables y eficiencia energética
La Universidad de Chile, a través del Programa de Estudios e Investigación en
Energía junto a la Universidad Técnica Federico Santa María a través del
Núcleo Milenio de Electrónica Industrial y Mecatrónica y Centro de Innovación
en Energía, continuando con su dilatada trayectoria en investigación y
desarrollo en distintos ámbitos de interés nacional, con el apoyo de entidades
gubernamentales, tales como Corporación de Fomento de la Producción
(CORFO), Comisión Nacional de Energía (CNE), Programa País de Eficiencia
Energética (PPEE), junto a entidades privadas como la Asociación Chilena de
Energías Renovables (ACERA) y Organizaciones No Gubernamentales
(ONG’s), están realizando una investigación conjunta para evaluar el potencial
técnico-económico de las energías renovables no convencionales y el uso
eficiente de la energía, procurando un aporte al abastecimiento eléctrico y
diversificación energética, en el sistema interconectado central (SIC), como una
manera de reducir la vulnerabilidad del sistema y la dependencia energética del
país.
PREAMBULO
El presente trabajo es un trabajo de estudio exploratorio que desarrolla una
estimación del potencial de energías renovables no convencionales (ERNC)
que puede incorporarse en el país a nivel del Sistema Interconectado Central
(SIC) en el período 2008 al 2025. El trabajo se realizó en una ventana de
tiempo entre diciembre 2007 y abril 2008, por lo que sus resultados son
estimaciones globales que pueden segmentarse y detallarse con trabajos
futuros de mayor alcance y profundidad. Sin embargo, los autores consideran
que los resultados son suficientes para contribuir con una perspectiva y
orientación general para el perfeccionamiento de una política energética de
mediano y largo plazo.
3
FUENTES DE INFORMACIÓN
Las fuentes de información empleadas en este informe, corresponden a la
documentación proveniente de diversas fuentes bibliográficas, entrevistas con
personeros del sector energético nacional e información propia. Se destaca la
información proveniente de las instituciones:
•
•
•
•
•
•
•
•
Comisión Nacional de Energía CNE
Corporación de Fomento de la Producción , CORFO
Comisión Nacional del Medio Ambiente, CONAMA
Dirección General de Aguas, DGA
Comisión Nacional de Riego, CNR
Asociación Chilena de Energías Renovables, ACERA
Instituto Forestal, INFOR
Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit, GTZ
4
RECONOCIMIENTOS
Los autores de este informe desean expresar su reconocimiento a los
profesionales de las diversas instituciones, organismos y empresas que con
información, discusión y análisis han contribuido a la síntesis de este trabajo y,
en forma muy especial a los integrantes del Consejo Consultivo del estudio,
que han orientado la discusión para resaltar el aporte de este trabajo y a
personeros de empresas que han realizado importantes contribuciones.
AGRADECIMIENTOS
Los autores de este informe desean expresar su agradecimiento a las
instituciones: Universidad de Chile, Universidad Técnica Federico Santa María,
Iniciativa Científica Milenio (Mideplan), Comisión Nacional de Energía (CNE),
Dirección General de Aguas (DGA), Comisión Nacional de Riego (CNR),
ACERA, NRDC, y Fundación Chile Sustentable por el valioso apoyo brindado a
este trabajo.
5
RESUMEN EJECUTIVO
El presente estudio tiene el objetivo de estimar, desde una perspectiva
académica, el potencial bruto, el potencial técnicamente factible y
económicamente viable en la inserción de las energías renovables no
convencionales (ERNC) y Uso Eficiente de la Energía (UEE) en el contexto del
mercado eléctrico chileno. El estudio procura también la identificación de
barreras, obstáculos y recomendaciones que colaboren al diseño de una
política energética de largo plazo para un aporte de las ERNC y UEE a la
matriz energética eléctrica al año 2025. El estudio de UEE lo realiza el PRIEN,
Universidad de Chile.
Se considera el estado actual de las tecnologías desarrolladas con aplicaciones
comerciales disponibles para las energías de tipo hidráulica, eólica, geotérmica,
biomasa y solar. Dentro del tipo solar se incluye la energía solar fotovoltaica y
la termo-solar eléctrica. No se incluye la energía del océano.
Para establecer el potencial técnico-económico factible, se ha empleado una
metodología simplificada, que para cada tipo de energía estima el recurso
bruto, el recurso factible técnico y luego el recurso técnico-económico-factible.
En la evaluación económica, se considera un horizonte de 20 años, una tasa
de descuento de 10%, un precio de energía referencial en dos escenarios
US$75/MWh y US$102/MWh, respectivamente (paridad $500/US$). Se estima
un crecimiento del precio del 1% anual y un precio de la potencia de 8.97
US$/kW/mes y acceso al mercado de bonos de carbono por reducción de
emisiones. Para la evaluación económica de la generación ERNC, el valor
actual de energía se considera una referencia adecuada, por la combinación de
modelos de negocios, la tendencia de largo plazo de aumento de precio de los
energéticos y considerando que la nueva ley de energías renovables motiva a
las empresas generadoras para cumplir con un 10% los contratos de venta de
energía con componentes de ERNC al año 2024, que de no cumplir, se debiera
pagar una multa de 0,4 UTM, cercana a 30 US$/MWh.
Los resultados de este trabajo señalan un potencial bruto de ERNC’s del orden
de 191.000 MW, con un potencial estimado técnicamente factible de 10.803
MW y un potencial técnico-económico factible de instalar al año 2025 en el
rango de 3.332 MW a 4.402 MW, para ambos escenarios supuestos. Este
rango de potencia instalable, para los supuestos del estudio significa una
generación de energía anual entre 17.743 y 21.909 GWh, lo que corresponde a
una reducción entre 7,1 y 8,8 millones de toneladas de emisiones de CO2,
aportando entre un 17%-21% de la demanda esperada de 105.560 GWh para
el año 2025.
Dado el reciente comportamiento de precios de energéticos se ha considerado
un tercer escenario, que considera un aumento real del precio de la energía de
3,5%/año. Esta condición le agrega mayor dinamismo de penetración de las
6
ERNC, con una potencia estimada al 2025 es de 5.753 MW, con una
capacidad de generación de 29.652 GWh/año, lo que equivale a un 28% de la
energía provista por el SIC el 2025, con una reducción de emisiones de
aproximadamente 12 millones de toneladas de CO2 al año.
El potencial factible de energía renovable no convencional que se ha estimado
en este estudio ofrece una contribución importante a la diversificación,
seguridad y autonomía energética. Dado el carácter innovador de las ERNC’s,
su grado de penetración tomará mayor dinamismo en la medida de que se
diseñen programas con visión de largo plazo, que reconociendo su carácter
estratégico en el desarrollo económico y sustentable del país, establezca
incentivos y promoción adecuados para la innovación tecnológica.
1. Metodología General
1.1 Organización
Se ha constituido el Consejo Consultivo del Estudio formado por personeros de
instituciones de gobierno (CORFO, CNE, PPEE), instituciones privadas
(ACERA) y ONG’s (Programa Chile Sustentable y otros) que junto a los
consultores de la Universidad de Chile y UTFSM, desarrollan reuniones de
trabajo para discutir los aspectos relevantes del estudio, toda vez que se
requiere el máximo de colaboración con los personeros del sector energía.
1.2 Aspectos técnicos
La metodología general se ilustra en la Fig. 1. Para cada tipo de energía se
organiza un equipo de trabajo técnico. En base a la gestión de información
primaria y secundaria se establece la información de catastro, prospecciones
de recursos y proyectos en estudio para cada tipo de energía. Luego, se elige
un proyecto representativo para cada tipo de energía, ya sea tomando un caso
ejemplo de un proyecto nacional o del extranjero. A continuación se emplea un
procedimiento de análisis simplificado para el proyecto tipo (análisis de
ingeniería conceptual) que considera diversos escenarios, modelos de
negocios, tamaño, localización, tecnologías, para estimar parámetros e
indicadores que orienten la toma de decisiones. Como parámetros cuantitativos
se emplea una estimación del valor de Costo de la Energía (COE), su distancia
a los centros de consumo y un grado de penetración, según un criterio propio
costo-eficiencia de los autores de este trabajo. Se destaca la necesidad de
disponer de información de recursos energéticos, catastros y perfiles de
proyectos de generación de empresas, información que comúnmente no existe
o no está accesible a nivel público.
7
Fig.1 Metodología General
1.2.1 Catastro de potenciales
En base a estudios, trabajos previos disponibles y elaboración propia se hace
una estimación de los potenciales brutos para cada tipo de energía.
1.2.2 Catastro de potencial técnico [1]
Se establecen los proyectos con potencial técnico, en base a la información
disponible:
a) Proyectos hidráulicos de pasada. Se recopiló los proyectos hidráulicos
de pasada menores a 20 MW presentados para el estudio de impacto
ambiental en la CONAMA, los proyectos presentados en CORFO.
Además se consideró el potencial dado por el estudio de CNE y
Comisión nacional de Riego (CNE_CNR) y los potenciales dado por los
derechos de agua no empleados, dados por la DGA.
b) Proyectos eólicos. Se recopiló los proyectos presentados en CONAMA,
CORFO y empresas..
c) Proyectos geotérmicos. Se recopiló los proyectos o áreas de exploración
geotérmica, fuente ENAP y [13, Lahsen].
d) Proyectos de Biomasa. Se recopiló los potenciales de proyectos con
biomasa basado en estudios de biomasa disponible.
e) Otras tecnologías. Se consideró la energía solar en su forma de solar
termo-eléctrica y fotovoltaica, como tecnologías importantes, con
aplicaciones comerciales existente en otros países.
8
1.2.3 Evaluación de perfil económico.
En la referencia [1], para cada tipo de energía ERNC, en la evaluación
económica se han seleccionado proyectos representativos para establecer sus
valores típicos de ingresos y costos. Se elige uno o más proyectos
representativos para cada tipo de energía y se establece sus componentes de
ingresos y costos. Se consideran tres escenarios de precios: a) Escenario 1:
Precio de US$75/MWh (año 2008) y crecimiento del 1% anual. b) Escenario 2:
Precio de US$ 102/MWh (Año 2008) y crecimiento del 1% anual. c) Escenario
3. Precio de US$ 102/MWh (Año 2008) y crecimiento del 3,5%. En base a estos
escenarios, se realiza la evaluación económica. Se calcula el COE (costo de la
Energía) para VAN = 0, para un horizonte de 20 años y tasas de descuento de
10%. Se clasifica los proyectos potenciales con VAN igual o mayor que Cero
en cada escenario.
1.2.4 Evaluación del potencial técnico-económico factible
En el período del 2008 al 2025 se aplica un índice de penetración, que es un
factor menor que uno, dado por la dinámica estimada en la gestión y ejecución
de los proyectos. Este índice es un factor específico para cada tipo de energía,
que se aplica con un criterio que privilegia los proyectos con un mayor valor de
TIR (TIR>10%), fuentes mayores a 2 MW, cercanas a centros de consumo y
cercanas a puntos de conexión del SIC.
1.3 Definición del escenario base.
1.3.1 El negocio eléctrico
La operación del mercado energético se desarrolla en un ambiente de
economía de mercado libre, dentro del marco normativo existente. Los agentes
proveedores de energía son entidades privadas que generan y comercializan
energía a usuarios directamente o a otras empresas, según diversos modelos
de negocios.
Las empresas generadoras de energía, en el marco de sus planes de negocios,
estudian alternativas y desarrollan prospecciones y exploraciones para evaluar
los recursos energéticos primarios, organizan o encargan los estudios de
ingeniería conceptual y básica para establecer las tecnologías más apropiadas
y en base a un análisis estratégico de su negocio, desarrollan los estudios para
evaluar y conformar una cartera de proyectos que componen un portafolio de
perfiles pre-inversionales. Para la selección y emprendimiento de proyectos de
generación, consideran aquellos proyectos que presenten el mejor conjunto de
parámetros y atributos, priorizando los de mayor impacto económico,
rentabilidad y estabilidad en el negocio.
9
1.3.2 Proyección de demanda del SIC
La Fig. 2.1 presenta una proyección de la demanda de energía del SIC basada
en antecedentes de la CNE (Abril’08) y PRIEN, en que del año 2018 en
adelante se ha considerado un crecimiento del 5,5% anual.
Fig.2.1 Proyección de la demanda de energía SIC [CNE, PRIEN, U. Chile]
10
1.3.3 La demanda de potencia media
La Fig. 2.2. indica la demanda de potencia media estimada en el SIC hacia el
año 2025. Para el cálculo de los valores de potencia media, se asume un factor
de carga equivalente anual del 53%.
Fig.2.2 Proyección de la potencia media necesaria en el SIC
(elaboración propia)
11
1.3.4 Tendencias mundiales
La Fig. 3 muestra un cuadro de los objetivos de incorporación de energías
renovables en otros países, con programas iniciados hace ya más de 10 años,
[RE2006]. Se aprecia que para estos países la eficiencia energética y el
empleo de las ERNC’s juegan un rol estratégico para asegurar el
abastecimiento energético, la reducción de emisiones y generación de
externalidades positivas, [1], [3].
Figure 10: EU Renewable Energy Targets -- Share of Electricity by 2010
21.0%
EU-25
Austria
Sweden
Latvia
Portugal
Slovenia
Finland
Slovak Republic
Spain
Denmark
Italy
France
Greece
Ireland
Germany
United Kingdom
Netherlands
Czech Republic
Poland
Lithuania
Cyprus
Belgium
Luxembourg
Estonia
Malta
Hungary
13.2%
12.5%
10.0%
9.0%
8.0%
7.5%
7.0%
6.0%
6.0%
5.7%
5.1%
5.0%
3.6%
0%
10%
39.0%
33.6%
31.5%
31.0%
29.4%
29.0%
25.0%
21.0%
20.1%
20%
49.3%
78.0%
60.0%
There are also targets in some countries
for shares of total energy by 2010:
EU-25
12%
Lithuania 12%
Poland
Latvia
7.5%
6%
Czech R. 5-6%
Germany 4%
France
7%
Spain
12.1%
Baseline (Actual) 1997 Level
Target by 2010
T
t
Source: REN21 Renewables Global Status Report 2006 Update, www.ren21.net
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Fig. 3 Incorporación de energías renovables en otros países, [3]
[3] REN21 Renewables Global Status Report 2006 Update, www.ren21.net
12
1.3.5 Barreras de incorporación de ERNC y leyes de ERNC en Chile.
Las ERNC’s no han sido mayormente explotadas en Chile porque su gestión es
relativamente reciente, con un mercado inmaduro, poca experiencia en su
aplicación y con altos costos de inversión asociados. Por su naturaleza de
innovación, las energías renovables son más caras en el inicio de su
aplicación, razón por la cual, los países desarrollados aplican incentivos
especiales para promover su aplicación. En el capítulo 8 se agregan detalles
más específicos. Un resumen de las barreras y dificultades son:
a) Aspectos normativos imperfectos (servidumbres, derechos del recurso,
procedimientos) y falta de incentivos.
b) Aspectos técnicos, infraestructura de conexión y limitaciones del SIC.
c) Disponibilidad de recursos tecnológicos, experiencia y no existencia del
cluster “Energía”.
d) Recursos humanos, educación, formación técnica y cultura.
e) Costos mayores de las tecnologías en su etapa de introducción.
En Chile se está avanzando gradualmente en esta materia. Se han promulgado
las leyes cortas I y II, que mejoran la viabilidad técnica de pequeños proyectos
de ERNC. Recientemente se ha aprobado la ley de energías renovables que
establece que los comercializadores de energía deben acreditar que un
porcentaje de la energía comercializada cada año sea del tipo ERNC. Esta
exigencia se inicia para los contratos de comercialización de energía realizados
a partir del año 2010. Se debe acreditar un porcentaje del 5% para los años
2010 al 2014, y se agrega un incremento anual del 0,5% anual a partir del
2015, para llegar a un porcentaje del 10% en el año 2024. De no cumplir esta
exigencia el comercializador de energía debe pagar una multa del orden de 30
US$/MWh.
1.3.6 Modelo de negocios desde el punto de vista de las empresas
La energía generada inyectada al SIC, se comercializa vía contratos que
consideran, venta de energía y potencia en períodos definidos, venta “spot” y
sus combinaciones. En sistemas modernos descentralizados, se aprecia una
creciente importancia de la co-generación. Las empresas procuran el
aseguramiento en el cumplimiento de sus compromisos con una cartera
diversificada para reducir riesgos y vulnerabilidades:
• Riesgos de disponibilidad de energía primaria (suministros de
combustibles, pluviometría).
• Riesgos tecnológicos (Indisponibilidad de recursos, fallas de sistemas y
máquinas)
• Impacto ambiental
• Riesgos de mercado (Financieros, Precios, Gestión, Contratos).
• Riesgos normativos
13
Claramente las empresas que ya están en el negocio energético, tienen
experiencia, plantas en operación, conocimiento del mercado, cartera de
proyectos, acceso a financiamiento, redes de clientes y proveedores,
capacidad de economías de escala, que les facilita emprender nuevos
proyectos. Empresas nuevas en el rubro energético, tendrán las barreras
iniciales propias de ingreso a un nuevo mercado, con competidores de gran
trayectoria, donde el manejo de riesgos es un tema importante.
1.3.7 Modelo de negocios desde el punto de vista del país
El mercado libre de la energía promueve en general un buen uso de los
recursos, con confiabilidad, seguridad y eficiencia, en que las empresas del
sector energético desarrollan su gestión eficaz y eficientemente, permitiendo
que el estado se concentre en otras áreas prioritarias. Sin embargo, los
factores externos y sus fluctuaciones, como aumento de demanda de
energéticos de países emergentes, variabilidad en la oferta y volatilidad de
precios de combustibles, junto a la influencia de factores climáticos, resaltan la
importancia de la energía como un insumo estratégico vital para el crecimiento
económico sustentable haciendo necesario perfeccionar la política energética
de medio y largo plazo, que otorgue una razonable autonomía e independencia
energética. Las perspectivas y expectativas de las empresas privadas y del
país pueden diferir en su visión de corto y largo plazo.
1.3.8 Escenario base
La percepción internacional de Chile como un país moderno y desarrollado,
hace que la gestión de energía, recursos naturales y medio ambiente, tenga un
carácter estratégico para sostener la calidad de sus productos de exportación
(Minería, forestal, celulosa, agropecuarios, salmones, turismo, “offshoring”, etc),
actividades económicas que demandan una importante percepción externa de
la calidad de gestión de la energía, interacción con el medio ambiente y
sustentabilidad.
Por lo anterior, es de carácter estratégico para el país la promoción y desarrollo
de las energías limpias y ERNC’s. Por este motivo, se asume un escenario
base en que se desarrolla una política energética de largo plazo que procura
resolver las barreras y dificultades actuales de incorporación de las ERNC’s a
la matriz energética. Por ejemplo, se asume que se establecerán los
mecanismos para apoyar la introducción de la energía geotérmica, que en el
momento enfrenta costos iniciales de infraestructura, incertidumbres y riesgos
en la etapa de exploración.
Para el escenario base se ha considerado un horizonte de 20 años y una tasa
de descuento del 10%. Este escenario base se subdivide en dos escenarios
según un precio de energía referencial de US$75/MWh y US$102/MWh, ver
Fig. 4 y 5, respectivamente, con un crecimiento del precio del 1% anual, un
precio de la potencia de 8.97 US$/kW/mes y acceso al mercado de bonos de
14
carbono por reducción de emisiones. La estimación del incremento en el precio
de la energía se hizo en base a la expectativa de largo plazo, dada por
publicaciones internacionales como las mostradas en Fig. 6.1, 6.2 y 6.3.
También, se ha considerado que la nueva ley de energías renovables motiva a
las empresas generadoras para cumplir con un 10% los contratos de venta de
energía con componentes de ERNC al año 2024, que en el caso de
incumplimiento, se debiera pagar una multa de 0.4 UTM/MWh (ca.
US$30/MWh). Se considera este escenario base, dentro de la gran diversidad
posible, para los objetivos de este trabajo con tiempo y alcance acotado.
Trabajos posteriores podrán ampliar esta materia.
Dado el reciente comportamiento del precio de los energéticos, se ha estimado
pertinente agregar un escenario No.3, que considera un precio de la energía de
USD102/MWh, con un incremento del precio de un 3,5% anual
15
Fig.4. Escenario 1, 75 US$/MWh al 2008 y 1% de crecimiento anual
Fig. 5: Escenario 2, 102 US$/MWh al 2008 y 1% de crecimiento anual
Fig. 6.1 Expectativa de crecimiento de precios de combustibles, [2].
[2] The world energy supply and demand projections to 2050, Yuko Oshino, 2004
16
Fig. 6.2 Expectativa de crecimiento de precios de combustibles,
[7] Annual energy outlook 2008, DOE/EIA-0383(2008).
Fig. 6.3 Comportamiento de precio de combustibles Julio’2007 a
Julio’2008, NIMEX crude oil futures [8].
17
2. Determinación de potenciales
2.1 Potenciales gruesos
La tabla presenta una estimación de los potenciales gruesos para cada energía
considerada. Los valores se han extraído de referencias secundarias con
elaboración propia. El potencial bruto de energía solar-térmica y fotovoltaica se
ha estimado en forma conservadora para este período, con aplicaciones de
nicho, dado los altos costos de inversión.
Tabla 1. Potenciales gruesos. Estimación al 2025.
2.2.Capacidad de potencia instalable potencialmente factible, en MW.
Las Tablas 2.1, 2.2 y 2.3 muestran el resumen de la capacidad en MW de
potencia que es instalable, potencialmente factible en el período 2007 al 2025,
correspondientes a los Escenarios 1, 2 y 3 respectivamente, con el siguiente
despliegue:
Columna (1) Presenta el tipo de energía renovable.
Columna (2) Establece el factor de planta típico para proyectos representativos.
Columna (3) Indica el nivel actual de potencia instalada al año 2007.
Columna (4) Presenta el nivel esperado de potencia instalada para el año 2015.
Columna (5) Presenta el potencial BRUTO estimado para cada tipo de energía.
Columna (6) Indica el potencial bruto que se considera factible al año 2025.
Columna (7) Presenta el nivel esperado de potencia instalada al año 2005, con
un factor de penetración variable para cada energía, menor que el 100%.
18
2.3 Capacidad de energía generada potencialmente factible, en GWh/año.
Para los valores de potencia instalada de las Tablas 2.1, 2.2 y 2.3,
correspondientes a los Escenarios 1, 2 y 3 respectivamente, las Tablas 3.1, 3.2
y 3.3 muestran el resumen de la capacidad de generación en GWh/año que es
potencialmente factible de generar en el período 2007 al 2025, para los
Escenarios 1, 2 y 3 respectivamente. Nótese los factores de planta para cada
tipo de ERNC.
Tabla 2.1: CAPACIDAD INSTALABLE POTENCIALMENTE
FACTIBLE, MW (Escenario1)
Factor
Escenario Potencial
Recurso ERNC Planta Actual
Base
Bruto
(2)
(4)
(5)
(1)
(3)
Año
2007
2015
Potencial
Bruto
Factible
(6)
Potencial
Factible
(7)
2025
2025
Hidráulica
0,6
117
616
20.392
3.003
1.421
6,3%
Geotérmica
0,8
0
130
16.000
1.500
810
3,6%
Eólica
0,3
18
150
40.000
1.500
330
1,5%
Biomasa
0,8
191
300
13.675
3.249
461
2,0%
Solar
0,2
0
10
100.000
1.051
210
0,9%
FV
0,15
0
4
1.000
500
100
0,4%
Total, MW
326
1.210
191.067
10.803
3.332
15%
SIC
8.608
13.181
22.736
22.736
22.736
100%
% SIC
3,8%
9,2%
840%
47,5%
14,7%
Tabla 2.2 CAPACIDAD INSTALABLE POTENCIALMENTE
FACTIBLE, MW (Escenario 2)
Factor
Escenario Potencial
Base
Bruto
Año
2007
2015
Potencial
Bruto
Potencial
Factible
Factible
2025
2025
Hidráulica
0,6
117
675
20.392
3.003
1.653
7,3%
Geotérmica
0,8
0
130
16.000
1.500
940
4,1%
Eólica
0,3
18
298
40.000
1.500
998
4,4%
Biomasa
0,8
191
300
13.675
3.249
501
2,2%
Solar
0,2
0
10
100.000
1.051
210
0,9%
FV
0,15
0
4
1.000
500
100
0,4%
Total, MW
326
1.417
191.067
10.803
4.402
19%
SIC
8.608
13.181
22.736
22.736
22.736
100%
% SIC
3,8%
11%
840%
48%
19%
19
Tabla 2.3 CAPACIDAD INSTALABLE POTENCIALMENTE
FACTIBLE, MW (Escenario 3)
Recurso
ERNC
Factor
Planta
Año
Actual
Escenario Potencial
Base
Bruto
2007
2015
Potencial
Potencial
Bruto
Factible
Factible
2025
2025
Hidráulica
0,6
117
675
20.392
3.003
1.850
8,14%
Geotérmica
0,8
0
130
16.000
1.500
1.400
6,16%
Eólica
0,3
18
440
40.000
1.500
1.200
5,28%
Biomasa
0,8
191
400
13.675
3.244
903
3,97%
Solar
0,2
0
10
100.000
1.051
250
1,10%
FV
0,15
0
4
1.000
500
150
0,66%
Total, MW
326
1.659
191.067
10.798
5.753
25,3%
SIC
8.608
13.181
22.736
22.736
22.736
100%
% SIC
3,8%
12,6%
840%
47,5%
25,3%
Tabla 3.1: CAPACIDAD GENERACION POTENCIALMENTE
FACTIBLE, GWh/año (Escenario 1)
Potencial Potencial
Factor
Escenario Generación,
Bruto
Base
BRUTO
Factible
Año
2007
2015
Potencial
Factible
2025
2025
Hidráulica
0,6
615
3.238
107.180
15.784
7.469
7,1%
Geotérmica
0,8
0
911
112.128
10.512
5.676
5,4%
Eólica
0,3
47
394
105.120
3.942
867
0,8%
Biomasa
0,8
1339
2.102
95.834
22.769
3.231
3,1%
Solar
0,2
0
18
175.200
1.841
368
0,3%
FV
Total,
GWh/año
0,15
0
5
1.314
657
131
0,1%
2.001
6.668
596.777
55.505
17.743
17%
SIC, GWh
39.964
61.195
105.560
105.560
105.560
100%
% SIC
5%
11%
565%
53%
17%
20
Recurso
ERNC
Factor
Planta
Año
Potencial Potencial
Escenario Generación, Bruto
Potencial
BRUTO
Factible Factible
Base
Actual
2007
2015
2025
2025
Hidráulica
0,6
615
3.548
107.180
15.784
8.688
8,2%
Geotérmica
0,8
0
911
112.128
10.512
6.588
6,2%
80
0,3
47
783
105.120
3.942
2.623
2,5%
Biomasa
0,8
1339
2.102
95.834
22.769
3.511
3,3%
Solar
0,2
0
18
175.200
1.841
368
0,3%
FV
Total,
GWh/año
0,15
0
5
1.314
657
131
0,1%
2.001
7.367
596.777
55.505
21.909
21%
61.195
105.560
105.560
105.560
100%
12%
565%
53%
21%
SIC, GWh
39.964
% SIC
5%
Recurso
ERNC
Factor
Planta
Año
Actual
2007
Potencial Potencial Potenci
Escenario
Generación,
Bruto
al
Base
BRUTO
Factible Factible
2015
Hidráulica
0,6
615
3.548
107.180
Geotérmica
0,8
-
911
112.128
Eólica
0,3
47
1.156
105.120
Biomasa
0,8
1.339
2.803
95.834
Solar
0,2
-
18
175.200
FV
0,15
-
5
1.314
2025
2025
15.784
9.724
10.512
9.811
3.942
3.154
22.734
6.328
1.841
438
657
197
9,2%
9,3%
3,0%
6,0%
0,4%
0,2%
Total,
GWh/año
2.001
8.441
596.777
55.470
29.652
SIC, GWh
39.964
61.195
105.560
105.560
105.560 100,0%
% SIC
5,0%
13,8%
565,3%
52,5%
28,1%
28,1%
21
3. Capacidad de potencia instalable en el período 2007-2025
Las Tablas 4.1, 4.2 y 4.3 junto a las tablas 5.1, 5.2 y 5.3 muestran un ejercicio
para la potencia instalable y energía entregada, para los Escenarios 1, 2 y 3,
respectivamente, con la incorporación de centrales con generación ERNC. No
pretende ser un plan de obras sino que dar una indicación que en la medida de
que se vayan introduciendo las energías renovables, la mayor experiencia, la
capacidad de servicios y recursos disponibles, permitirá la formación de
clusters que harán más expedita la aplicación de las ERNC’s. La reducción de
costos de inversión favorecerá paulatinamente las nuevas tecnologías, entre
ellas la de tipo solar.
Tabla 4.1: CAPACIDAD INSTALABLE FACTIBLE, MW (Escenario 1)
Biomasa
Hidráulica Geotérmica Eólico
2007
150
18
191
359
8.608
4,2%
2008
247
18
191
456
8.931
5,1%
2009
289
18
200
507
9.321
5,4%
2010
289
18
200
507
9.809
5,2%
2011
303
38
220
561
10.467
5,4%
2012
382
40
58
240
2
722
11.183
6,5%
2013
460
65
78
260
2
865
11.819
7,3%
2014
538
105
98
280
10
2
1.033
12.481
8,3%
2015
616
130
118
300
10
4
1.178
13.181
8,9%
2016
706
195
138
321
30
6
1.396
13.990
10,0%
2017
796
195
158
340
50
8
1.547
14.789
10,5%
2018
886
240
178
355
70
11
1.740
15.630
11,1%
2019
975
290
198
360
90
15
1.928
16.489
11,7%
2020
1065
355
218
380
110
20
2.148
17.396
12,3%
2021
1136
490
238
385
130
26
2.405
18.353
13,1%
2022
1207
580
258
420
150
34
2.649
19.363
13,7%
2023
1279
680
278
435
170
44
2.886
20.428
14,1%
2024
1350
745
298
449
190
64
3.096
21.551
14,4%
2025
1421
810
330
461
210
100
3.332
22.736
15%
6,3%
3,6%
1,5%
2,0%
0,9%
0,4%
Solar
FV
Total
ERNC
Año
15%
SIC, MW %
100%
22
Año Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa Solar
FV
Total
ERNC
SIC,
MW
%
2007
150
18
191
359
8.608
4%
2008
247
18
191
456
8.931
5%
2009
289
58
200
547
9.321
6%
2010
289
98
200
587
9.809
6%
2011
303
138
220
661
10.467
6%
2012
396
40
178
240
2
856
11.183
8%
2013
489
65
218
260
2
1.034
11.819
9%
2014
582
105
258
280
10
2
1.237
12.481
10%
2015
676
130
298
314
10
4
1.432
13.181
11%
2016
780
195
358
341
30
6
1.710
13.990
12%
2017
885
260
418
364
50
8
1.985
14.789
13%
2018
989
325
478
382
70
11
2.255
15.630
14%
2019
1.094
405
558
410
90
15
2.572
16.489
16%
2020
1.198
485
618
420
110
20
2.851
17.396
16%
2021
1.289
565
678
438
130
26
3.126
18.353
17%
2022
1.380
645
758
468
150
34
3.435
19.363
18%
2023
1.471
745
838
476
170
44
3.744
20.428
18%
2024
1.562
845
918
501
190
64
4.080
21.551
19%
2025
1.653
940
998
501
210
100
4.402
22.736
19%
7,3%
4,1%
4,4%
2,2%
19%
100%
0,9% 0,4%
23
Año
Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa
Solar
FV
Total
ERNC
SIC, MW
%
2007
150
18
191
359
8.608
4,2%
2008
247
18
210
475
8.931
5,3%
2009
289
80
220
589
9.321
6,3%
2010
289
140
235
664
9.809
6,8%
2011
303
200
265
768
10.467
7,3%
2012
396
40
260
310
2
1.008
11.183
9,0%
2013
489
65
320
345
2
1.221
11.819
10,3%
2014
582
105
380
370
10
2
1.449
12.481
11,6%
2015
675
130
440
400
10
4
1659
13.181
12,6%
2016
797
195
510
44
30
6
1.582
13.990
11,3%
2017
918
300
580
480
50
7
2.335
14.789
15,8%
2018
1039
350
650
55
70
15
2.179
15.630
13,9%
2019
1160
400
720
610
110
20
3.020
16.489
18,3%
2020
1281
500
800
645
140
30
3.396
17.396
19,5%
2021
1395
650
880
690
170
50
3.835
18.353
20,9%
2022
1509
800
960
750
200
80
4.299
19.363
22,2%
2023
1623
1000
1040
810
220
100
4.793
20.428
23,5%
2024
1736
1200
1120
865
240
125
5.286
21.551
24,5%
2025
1850
1400
1200
903
250
150
5.753
22.736
25,3%
8,1%
6,2%
5,3%
4,0%
1,1%
0,7%
25,3%
100%
24
4. Capacidad de Generación ERNC en el período 2007-2025
Con los valores de potencia instaladas de centrales de ERNC de las Tablas
4.1, 4.2 y 4.3, las Tablas 5.1, 5.2 y 5.3 muestran la distribución de energía
generada ERNC en el período 2007-2025 correspondientes a los Escenarios 1,
2 y 3 respectivamente.
Tabla 5.1: CAPACIDAD DE GENERACION FACTIBLE, GWh (Escenario I)
Año Hidráulica Geotérmica Eólico
F.P.
0,6
0,8
Biomasa
Solar
FV
0,8
0,2
0,15
0,3
Total
ERNC
SIC,
GWh
%
2007
788
-
47
1.339
-
-
2.174
39.964
5,4%
2008
1.298
-
47
1.339
-
-
2.684
41.464
6,5%
2009
1.519
-
47
1.402
-
-
2.968
43.274
6,9%
2010
1.519
-
47
1.402
-
-
2.968
45.542
6,5%
2011
1.593
-
100
1.542
-
-
3.234
48.598
6,7%
2012
2.008
280
152
1.682
4
-
4.126
51.922
7,9%
2013
2.418
456
205
1.822
4
-
4.904
54.874
8,9%
2014
2.828
736
258
1.962
18
3
5.804
57.946 10,0%
2015
3.238
911
310
2.102
18
5
6.584
61.195 10,8%
2016
3.711
1.367
363
2.250
53
8
7.750
64.952 11,9%
2017
4.184
1.367
415
2.383
88
11
8.446
68.661 12,3%
2018
4.657
1.682
468
2.488
123
14
9.431
72.566 13,0%
2019
5.125
2.032
520
2.523
158
20
10.378
76.557 13,6%
2020
5.598
2.488
573
2.663
193
26
11.540
80.768 14,3%
2021
5.971
3.434
625
2.698
228
34
12.990
85.210 15,2%
2022
6.344
4.065
678
2.943
263
45
14.337
89.897 15,9%
2023
6.722
4.765
731
3.048
298
58
15.623
94.841 16,5%
2024
7.096
5.221
783
3.147
333
84
16.663
100.057 16,7%
2025
7.469
5.676
867
3.231
368
131
17.743
105.560
17%
100%
7,1%
5,4%
0,8%
3,1%
0,3%
0,1%
25
17%
Tabla 5.2: CAPACIDAD DE GENERACION FACTIBLE, GWh (Escenario 2)
Año Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa Solar FV Total ERNC SIC, GWh
%
F.P.
0,6
0,8
0,3
0,8
0,2
0,15
2007
787
0
47
1.339
0
0
2.173
39.964
5%
2008
1.298
0
47
1.339
0
0
2.684
41.464
6%
2009
1.519
0
152
1.402
0
0
3.073
43.274
7%
2010
1.519
0
258
1.402
0
0
3.178
45.542
7%
2011
1.595
0
363
1.542
0
0
3.499
48.598
7%
2012
2.084
280
468
1.682
4
0
4.517
51.922
9%
2013
2.573
456
573
1.822
4
0
5.427
54.874
10%
2014
3.062
736
678
1.962
18
3
6.458
57.946
11%
2015
3.551
911
783
2.201
18
5
7.468
61.195
12%
2016
4.100
1.367
941
2.390
53
8
8.858
64.952
14%
2017
4.649
1.822
1.099
2.551
88
11
10.219
68.661
15%
2018
5.199
2.278
1.256
2.677
123
14
11.547
72.566
16%
2019
5.748
2.838
1.466
2.873
158
20
13.103
76.557
17%
2020
6.298
3.399
1.624
2.943
193
26
14.483
80.768
18%
2021
6.776
3.960
1.782
3.070
228
34
15.849
85.210
19%
2022
7.254
4.520
1.992
3.280
263
45
17.354
89.897
19%
2023
7.732
5.221
2.202
3.336
298
58
18.847
94.841
20%
2024
8.211
5.922
2.413
3.511
333
84
20.473
100.057
20%
2025
8.689
6.588
2.623
3.511
368
131
21.910
105.560
21%
8,2%
6,2%
2,5%
3,3%
21%
100%
0,3% 0,1%
26
Tabla 5.3: CAPACIDAD DE GENERACION FACTIBLE, GWh (Escenario 3)
Año
F.P.
Hidráulica Geotérmica
0,6
0,8
Eólico
0,3
Biomasa Solar
0,8
FV
0,2
0,15
Total
ERNC
SIC,
GWh
%
2007
787
-
47
1.339
-
-
2.173
39.964
5,4%
2008
1.298
-
47
1.472
-
-
2.817
41.464
6,8%
2009
1.519
-
210
1.542
-
-
3.271
43.274
7,6%
2010
1.519
-
368
1.647
-
-
3.534
45.542
7,8%
2011
1.595
-
526
1.857
-
-
3.977
48.598
8,2%
2012
2.084
280
683
2.172
4
-
5.223
51.922
10,1%
2013
2.573
456
841
2.418
4
-
6.290
54.874
11,5%
2014
3.062
736
999
2.593
18
3
7.409
57.946
12,8%
2015
3.548
911
1.156
2.803
18
5
8.441
61.195
13,8%
2016
4.187
1.367
1.340
308
53
8
7.262
64.952
11,2%
2017
4.823
2.102
1.524
3.364
88
9
11.910
68.661
17,3%
2018
5.459
2.453
1.708
385
123
20
10.148
72.566
14,0%
2019
6.096
2.803
1.892
4.275
193
26
15.285
76.557
20,0%
2020
6.732
3.504
2.102
4.520
245
39
17.143
80.768
21,2%
2021
7.331
4.555
2.313
4.836
298
66
19.397
85.210
22,8%
2022
7.929
5.606
2.523
5.256
350
105
21.770
89.897
24,2%
2023
8.528
7.008
2.733
5.676
385
131
24.462
94.841
25,8%
2024
9.127
8.410
2.943
6.062
420
164
27.126
100.057 27,1%
2025
9.724
9.811
3.154
6.328
438
197
29.652
105.560 28,1%
3,0%
6,0%
0,4%
0,2%
28,1%
9,2%
9,3%
100%
Comentarios
Para los Escenarios 1 y 2, los resultados de este trabajo señalan un potencial
bruto de ERNC’s del orden de 191.000 MW, con un potencial estimado
técnicamente factible de 10.803 MW y un potencial técnico-económico factible
de instalar al año 2025 en el rango de 3.332 MW a 4.402 MW, para ambos
escenarios supuestos. Este rango de potencia instalable, para los supuestos
del estudio significa una generación de energía anual entre 17.743 y 21.910
GWh, lo que corresponde a una reducción entre 7,1 y 8,8 millones de toneladas
de emisiones de CO2, aportando entre un 17%-21% de la demanda esperada
de 105.560 GWh para el año 2025. En el Escenario 3, la potencia estimada al
2025 es de 5753 MW, con una capacidad de generación de 29652 GWh/año,
lo que equivale a un 28% de la energía provista por el SIC el 2025, con una
reducción de emisiones de aproximadamente 12 millones de toneladas de CO2
al año.
27
5. Sobre la evaluación económica de los proyectos ERNC
5.1 Resultados de Escenarios 1, 2 y 3.
Las Tablas 2.1, 2.2 y 2.3 presentan el resumen con la estimación de potencia
en MW y las Tablas 3.1, 3.2 y 3.3 señalan el aporte de energía anual GWh/año
de los potenciales técnico-económicos factibles de proyectos para implementar
en el SIC al año 2025, en los Escenarios 1, 2 y 3, respectivamente.
De los proyectos factibles técnicamente, al año 2025 se considera el criterio
conservador de que se aplica solo una parte de ellos, tomando un factor de
penetración menor que el 100%, ya que no todos los proyectos potenciales se
concretan en el año 2025, sobretodo porque deben ir compitiendo con
proyectos de generación convencionales que pueden tener costos menores. Un
mayor dinamismo puede producirse con una política de incentivos, aumento de
exigencias ambientales, mayores costos de energías fósiles y reducción de
costos de inversión de tecnologías ERNC.
Por cierto que los valores de estimación representan un rango de valores, que
en general son conservadores.
5.2 Análisis de sensibilidad de Escenarios 1 y 2.
En los capítulos dedicados a cada energía ERNC, en el respectivo análisis de
evaluación económica, se consideran los dos escenarios ya definidos y se hace
un análisis de sensibilidad respecto de la variación de precios de la energía y
de costos de inversión [1]. En ambos escenarios se considera un horizonte de
20 años y una tasa de descuento de 10% anual.
Durante la discusión del trabajo en su fase final y dado el reciente
comportamiento de los precios de los energéticos [2], [7], [8], surge el interés
de considerar el efecto de un incremento del precio de la energía de un 3.5%
anual, lo que se plantea como el Escenario No.3.
Escenario Nº1. Precio de la Energía US$ 75/MWh, con 1% aumento
anual, a partir del 2008.
Escenario Nº2: Precio de la Energía US$ 102/MWh, con 1% aumento
anual, a partir del 2008.
Escenario Nº3: Como una variación, se agrega este escenario
considerando un precio de la Energía US$ 102/MWh, con un 3,5%
aumento anual, a partir del 2008 con tasa de descuento del 10%,
horizonte de evaluación de 20 años.
28
Escenarios de precios de energía US$/MWh
190
180
170
Precio Energía, US$/MWh
160
150
140
130
120
Escenario 1
110
Escenario 2
Escenario 3
100
90
80
70
60
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
Año
Fig.7 Escenarios de precios de energía considerados
5.3 Efecto de una tasa de crecimiento de precios de 3.5% anual.
a) Proyectos eólicos. A modo de ejercicio se ha considerado la energía eólica
para ilustrar el Escenario 3. Efectivamente, luego de realizar la evaluación
económica, la Tasa Interna de Retorno de los proyectos eólicos considerados
aumenta en promedio en un 2.2% adicional a la TIR del Escenario 2.
b) Proyectos hidráulicos de pasada. En un muestreo de proyectos CNR-CNE y
DGA, en el Escenario 3, la TIR crece en promedio un 6.3%.
Luego se verifica que en un escenario de precios crecientes de la energía,
mejora la rentabilidad de proyectos energéticos ERNC y por lo tanto su
dinámica en la aplicación, lo que indica la tendencia a aumentar el factor de
penetración de las ERNC’s. Sin embargo, se debe mantener un seguimiento
del comportamiento dinámico de precios de la energía y también de costos de
insumos (maquinaria, acero, transporte, servicios), lo que también afecta la
rentabilidad de proyectos competidores.
29
6. Costo de la Energía para cada ERNC
En Anexos del presente documento se indican los valores estimados del Costo
de la Energía (COE). Estos valores, son estimados a partir de las planillas de
evaluación económica, para VAN=0, con tasa de descuento del 10% y Tasa
Interna de Retorno (TIR) igual al 10%. Dichos valores se resumen en la
siguiente tabla.
Tabla No.6 Rango de valores estimados
(*) Según valores de proyecto con Factor de Planta 30%, dado por sus promotores.
(**) Datos proyectados según antecedentes generales, que incluyen una parte de la línea de
transmisión.
No se incluye costos de infraestructura por ampliación de capacidades de transmisión SIC.
Los valores son estimaciones en base a información disponible, por lo que se debe agregar la
variación resultante de factores como: a) Experiencia en el negocio y cartera de proyectos, b)
Factores de contingencia de proyecto, factor de introducción de nueva tecnologías, c)
Decisiones y acciones estratégicas, d) Costos adicionales por barreras específicas.
Comentarios y observaciones:
1. En los valores calculados del COE, solo se ha considerado la
incorporación de un paño de S/E y una línea de transmisión según la
distancia estimada a la S/E más cercana del SIC.
2. No está considerado el refuerzo o la construcción de una línea adicional
para el transporte de energía a centros de consumo. Para incorporar el
costo de líneas de transmisión y paño de subestación, en la Tabla No.7,
se indican algunos valores referenciales.
3. No está considerado el costo del terreno, ni de la franja de paso, ni del
costo adicional de conexión con la empresa de subtransmisión..
30
4. En la evaluación económica, se ha considerado la simplificación de
considerar que la inversión se hace en el año 0 y que la puesta en
marcha se hace en el año 1. Dado que el tiempo de instalación y puesta
en marcha puede ser mayor de un año, estos valores de COE son
valores optimistas.
5. Los proyectos de Centrales Hidráulicas de Pasada, tienen referentes en
Chile y son las de mayor probabilidad de incorporarse al SIC.
6. Los proyectos Solares no son rentables económicamente, con los
escenarios de precios supuestos. Se considera que su aplicación se
basa en criterios de decisión estratégicos o de aplicaciones de nicho
(electrificación, rural, co-generación, turístico, áreas limpias, etc.).
7. En general, el costo de generación COE es más competitivo para
proyectos más cercanos al SIC, con mayor factor de planta y mayor
potencia instalada.
8. Las desventajas de los proyectos geotérmicos son las localizaciones
(cercanas a lugares turísticos) y las emisiones propias de la operación y
explotación de recursos geotérmicos.
9. El tamaño de las plantas de biomasa consideradas en la Tabla No.6
tiene una gran variabilidad, considerando la disponibilidad y
sustentabilidad del suministro de biomasa en el tiempo. En efecto, otras
aplicaciones de la biomasa pueden ser de mayor atractivo como madera
para muebles, generación de gas y biocombustibles.
Tabla 7: Valores referenciales de costos del patio de alta tensión y de la
línea de transmisión
Nivel de voltaje
Costos Paño (US$)
Costo Línea (US$/km)
15 kV y 23 kV
Entre 30.000 y 50.000
Entre 10.000 y 18.000
66 kV
200.000
Entre 26.000 y 32.000
110 kV
300.000
Entre 36.000 y 50.000
154 kV
Entre 400.000 y 500.000
Entre 50.000 y 70.000
220 kV
Entre 700.000 y
100.000
1.000.000
Fuente: Elaboración Propia CIE – UTFSM, Prof. German Ubilla
31
7. Breve análisis FODA de las ERNC
7.1 Principales aspectos estratégicos de las ERNC
Se resumen los principales aspectos estratégicos de las ERNC
a) Fortalezas
Recurso propio, Independencia Energética:
Capacidad de regulación de carga:
Reducción de gases de efecto invernadero:
Larga vida útil:
Experiencia (internacional) y confianza en la Tecnología:
b) Oportunidades
Aprovechar el recurso para la Independencia Energética:
Más eficiencia en los recursos utilizados:
Disminuir la carga al SIC
Aumento en el precio de la energía
Canal de desarrollo sinérgico de otros rubros (Educación,
Infraestructura)
Percepción positiva de jóvenes (Escuelas, centros de formación)
Externalidades en desarrollo y descentralización de regiones en Chile.
c) Debilidades
Variabilidad Hidrológica (Hidráulica)
Factores de Planta variable (Eólica, Solar), Intermitencia (Ver punto 7.2)
Incertidumbre y riesgos iniciales (Geotermia)
Dificultad de Accesos al recurso
Falta de infraestructura y capacidad de servicios tecnológicos
d) Amenazas
Competencia con proyectos hidráulicos mayores que 20 MW y proyectos
de energías convencionales, que son más rentables (Ejemplo: carbón),
por su tamaño y la economía de escala.
Falta de Información (recursos ERNC mal evaluados e información no
consolidada).
En la evaluación general, las energías innovadoras son percibidas con
una mayor tasa de riesgo, por la poca experiencia y la probabilidad de
una indisponibilidad del recurso por razones climáticas.
32
7.2 Sobre la intermitencia de las ERNC
La disponibilidad del recurso energético es importante para la planificación y
despacho. El concepto de intermitencia se refiere al comportamiento fluctuante
en el tiempo, de carácter no predecible de algunos recursos de energías
renovables como la energía eólica y la solar. En particular, la energía eólica no
tiene la característica de potencia predecible, por lo que su capacidad de
aporte de potencia firme es menor que la de fuentes más estables como la
hidráulica y la térmica, por lo que ofrece un bajo grado de aporte de potencia.
En pequeños parques eólicos aislados, la intermitencia de corta duración es
más notable que en parques eólicos de gran tamaño. Debe señalarse que en la
medida de que se desarrollen y adapten métodos modernos de modelado y
predicción estadística del comportamiento de los vientos, la energía eólica
aumentará su carácter de energía despachable. La integración con sistemas de
almacenamiento y operación conjunta con sistemas de generación de potencia
firme y de capacidad de regulación, permite una compensación de la
intermitencia. Así también, la intermitencia de corta duración asociada a la
generación de flicker, puede compensarse con métodos modernos de filtros
activos de potencia para su mitigación, [10], [11], [12].
33
8.- CONCLUSIONES
8.1 Respecto a la información disponible
En el desarrollo de este trabajo, se verificó que no existe un catastro nacional
de recursos energéticos y de ERNC’s en el país, con una base de información
computacional organizada (Sistema Geográfico de Información) que tenga los
datos necesarios para la gestión de recursos naturales a nivel central y para la
gestión de proyectos de inversión.
Así, por razones de tiempo, recursos y oportunidad, este estudio se realizó en
una ventana de tiempo estrecha entre diciembre 2007 y marzo 2008, por lo que
sus resultados son estimaciones globales que pueden segmentarse y
detallarse con trabajos de mayor alcance y profundidad. Sin embargo, los
autores consideran que los resultados son suficientes para contribuir con una
perspectiva y orientación general para el perfeccionamiento de una política
energética de mediano y largo plazo.
8.2 Respecto de los potenciales técnico-económicos factibles.
8.2.1 Energía Hidroeléctrica. La Energía Hidroeléctrica constituye un valioso
recurso ERNC, con centrales de pasada menores a 20 MW, que en el
escenario realista hacia el año 2025 provee un potencial técnico-económico de
1653 MW, con una capacidad de 8.688 GWh/año, asumiendo un factor de
planta de 60%. Cabe destacar que no se incluyen los potenciales para
centrales hidroeléctricas de tamaño mayor a 40 MW, cuya cantidad es
importante ni los recursos menores a 2 MW.
8.2.2 Energía Geotérmica. La Energía Geotérmica, en el escenario realista
hacia el año 2025 provee un potencial técnico-económico de 940 MW, con una
capacidad de 6.588 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 80%.
8.2.3 Energía Eólica. La Energía Eólica, en el escenario realista hacia el año
2025 provee un potencial técnico-económico de 998 MW, con una capacidad
de 2623 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 30%.
8.2.4 Energía de la Biomasa. La Energía de la Biomasa, en el escenario
realista hacia el año 2025 provee un potencial técnico-económico de 501 MW,
con una capacidad de 3511 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 80%.
8.2.5 Energía Termo-Solar eléctrica. La aplicación de energía solar, con
centrales termo-solar eléctricas tiene un gran potencial, pero se visualiza que
en el escenario realista hacia el año 2025 tiene una aplicación en nichos
específicos de co-generación con una baja penetración debido a sus altos
costos de inversión, proveyendo un potencial técnico-económico de 210 MW,
con una capacidad de 368 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 20%.
34
8.2.6 La Energía Solar Fotovoltaica. La aplicación de energía solar, con
paneles fotovoltaicos tiene un gran potencial, pero se visualiza que en el
escenario realista hacia el año 2025 tiene una baja penetración debido a sus
altos costos de inversión, con aplicaciones de nicho de generación en sistemas
aislados (electrificación rural) y en co-generación para casas y edificios
particulares, institucionales y comerciales, proveyendo un potencial técnicoeconómico de 100 MW, con una capacidad de 131 GWh/año, asumiendo un
factor de planta de 15%.
8.2.7 Resumen del potencial técnico-económico de ERNC. El total del
potencial técnico-económico estimado para un escenario realista es de 21.909
GWh que se puede aportar al SIC al año 2025, que de un total proyectado de
demanda para el año 2025 de 122.992GWh, representa un 17,8% de este valor
de energía.
8.2.8 Sobre el factor de penetración y dinamismo de incorporación de
ERNC.
El factor de penetración para las ERNC menor que el 100% se debe a que no
todos los proyectos potenciales se concretan en el año 2025, sobretodo porque
deben ir compitiendo con proyectos de generación convencionales que pueden
tener costos menores. Un mayor dinamismo puede producirse con:
a) Una política de incentivos,
b) Aumento de exigencias ambientales,
c) Mayores costos de energías convencionales (fósiles e hidroeléctricas
grandes)
d) Reducción de costos de inversión de tecnologías ERNC.
8.29 Respecto a la reducción de emisiones de CO2.
Para los escenarios 1 y 2, considerando una tasa de reducción de 0,4
Ton/MWh, el potencial anual de generación ERNC en el rango entre 17.743 y
21.909 GWh, corresponde a una reducción anual entre 7,1 y 8,7 millones de
toneladas de emisiones de CO2.
En el Escenario 3, con una capacidad de generación estimada de 29.652
GWh/año, lo que equivale a un 28% de la energía provista por el SIC el 2025,
con una reducción de emisiones de aproximadamente 12 millones de toneladas
de CO2 al año.
35
8.3 Respecto a las dificultades y barreras generales de las ERNC
8.3.1 La geografía longitudinal del país y la estructura del SIC no favorece
la incorporación de mini/micro-centrales al SIC ya que en general, los recursos
energéticos están ubicados lejos de los centros de consumo y la infraestructura
del sistema troncal de transmisión del SIC tiene limitaciones.
8.3.2 Ausencia de incentivos. El sistema normativo actual es imperfecto
porque no tiene los incentivos adecuados para estimular la inversión en
ERNC’s que al ser energías innovadoras tienen un costo de inversión mayor,
sobretodo al comienzo de su aplicación. Cabe destacar que en los países
avanzados, el programa de incentivos ha sido vital para la incorporación de
ERNC’s, el desarrollo de tecnologías y generación de externalidades positivas.
8.3.3 Poca cultura, experiencia e inmadurez de ERNC’s en mercado
chileno. La madurez de la tecnología externa permite que el desarrollo de
proyectos de este tipo sea de bajo riesgo tecnológico. Sin embargo, en la
adaptación, aplicación y soporte de la tecnología, emergen las debilidades de
escasez de recursos humanos especializados, infraestructura tecnológica,
capacidad de manufactura y servicios, falta de capacidad industrial local
(cluster de Energía) lo que frena y encarece el desarrollo de proyectos ERNC.
8.3.4 Identificación y Catastro de recursos. Como ya se ha planteado, Chile
cuenta con un gran potencial de energías hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas,
biomasa y solar no explotadas, y sobretodo mal identificadas y evaluadas
incluso no teniendo estudios que cuantifiquen completamente el recurso, lo que
significa que cualquier estrategia de desarrollo de estos proyectos debe
acompañarse de estudios exhaustivos del potencial disponible.
8.3.5 Capacidad de negociación con proveedores y tiempos de espera. La
provisión de equipos y sistemas compite con la alta demanda de otros países y
usuarios, lo que plantea tiempos largos de espera y costos mayores.
8.4 Respecto a barreras específicas por cada tipo de energía
8.4.1 Energía Hidráulica, centrales de pasada. Aspectos normativos, gestión
de derechos de aguas,
ausencia de incentivos para proyectos de
riego/generación. Franjas de paso, acceso a subestaciones de subtransmisión,
acceso a datos técnicos del SIC para la gestión técnica de proyectos. Para
nuevas empresas entrantes, se suman dificultades de gestión técnica,
financiera y de contratos para dar viabilidad a sus modelos de negocios. Existe
preocupación de las comunidades adyacentes a los proyectos, con dudas
sobre los beneficios directos que ellos obtendrían.
8.4.2 Energía Geotérmica. La principal barrera está dada por la alta inversión
inicial de las exploraciones del recurso geotérmico, que aumenta el costo,
36
incertidumbre y el riesgo financiero, dado que en Chile el acceso a los
recursos, requiere de obras de infraestructura adicional, caminos, accesos,
instalación de faenas, traslado e instalación de plataformas. Existe
preocupación de las comunidades adyacentes a los proyectos, con dudas
sobre los efectos de emisiones que se producirían.
8.4.3 Energía Eólica. Falta de catastros y mediciones de comportamiento de
viento en alturas de 50 a 80 metros. Aspectos normativos respecto de derechos
de exploración de recursos eólicos, costos del terreno y franjas de paso.
8.4.4 Energía de la Biomasa. Su principal dificultad es la ubicación distribuida
y transporte del recurso. Las plantas de biomasa tienen ventajas de aplicación
como cogeneración en que se empleen residuos o desechos. En la medida de
que hay que recolectar la biomasa, el costo de la logística de adquisición del
recurso y de su transporte limita el tamaño y rentabilidad de la planta. Respecto
de la generación eléctrica, la biomasa compite con otros usos como es la
generación de bio-combustibles.
8.4.5 Energía Termo-Solar eléctrica. Ubicación del recurso. Los niveles más
favorables de radiación solar en la zona norte del país plantean aplicaciones de
nicho como generación para sistemas aislados y co-generación, para sistemas
industriales mineros, gestión de agua, (impulsión y desalinización) para turismo
y agricultura. Otras dificultades son la baja capacidad de tecnológica propia, el
costo del terreno y la aplicación en zonas sin tormentas de viento y arena.
8.4.6 La Energía Solar Fotovoltaica. Para una penetración más dinámica, la
principal dificultad reside en el costo de inversión y comparativamente, en la
ausencia de incentivos económicos (del tipo subsidios o tributarios) como se
aprecia en países más avanzados.
37
8.5 Barreras normativas, culturales y de educación
Actualmente no hay una institucionalidad para la gestión de recursos naturales,
que incluya la gestión de los recursos energéticos y las ERNC’s.
Recientemente se ha anunciado la creación del ministerio de energía, lo que
constituye un avance en esta materia.
No hay una cultura de la innovación en que se reconozca la importancia de
apoyar e incentivar las nuevas tecnologías y lograr una autonomía tecnológica.
En efecto, el nivel de inversión en I+D+i oscila en torno al 0.7% del PGB,
siendo muy bajo respecto de la inversión en países desarrollados. No hay
programas de educación extendidos sobre la ciencia, medio ambiente y
energía. La creación reciente del PPEE, representa un avance en esta materia.
Respecto de aspectos normativos. En Chile se está avanzando gradualmente
en esta materia. Se han promulgado las leyes cortas I y II, que mejoran la
viabilidad técnica de pequeños proyectos de ERNC. Recientemente se ha
aprobado la ley de energías renovables que establece que los
comercializadores de energía deben acreditar que un porcentaje de la energía
comercializada cada año fue inyectada por ERNC. Esta exigencia se inicia para
los contratos de comercialización de energía realizados a partir del año 2010.
Se debe acreditar un porcentaje del 5% para los años 2010 al 2014, y se
agrega un incremento anual del 0,5% anual a partir del 2015, para llegar a un
porcentaje del 10% en el año 2024. De no cumplir esta exigencia el
comercializador de energía debe pagar una multa del orden de 30 US$/MWh.
Sin embargo, ya que no hay un reglamento que obligue al cumplimiento de un
100% de esta exigencia, por diversos motivos de no cumplirse plenamente esta
exigencia, las empresas generadoras podrían optar por pagar la multa
respectiva.
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9. Recomendaciones
A continuación se resumen algunas recomendaciones para reducir las
barreras y dificultades de las ERNC’s enunciadas anteriormente.
9.1 Las energías renovables no convencionales constituyen una
componente relevante para diversificación de la matriz energética nacional,
contribuyendo a la seguridad y autonomía en el abastecimiento energético.
Para desarrollar y aprovechar los potenciales existentes, es recomendable
considerar las ERNC’s como un elemento estratégico que amerita el diseño
y aplicación de programas de I+D+i, formación de RR/HH y adaptaciones
tecnológicas, como parte de la política energética nacional.
9.2 A nivel nacional, es recomendable perfeccionar una institucionalidad
energética con la formación de agencias con la misión de reducir las
barreras indicadas, mediante:
a) La formación de un cluster de energía y recursos naturales (Ejemplo:
Cluster de energía eólica, cluster de energía solar-térmica eléctrica,
clusters regionales, etc.)
b) El desarrollo de exploraciones, catastros y mediciones de recursos
naturales, destacando los recursos energéticos.
c) El establecimiento de un sistema de administración geográfica
computacional que gestione la información técnica de los recursos
energéticos y ofrezca servicios a los potenciales inversionistas.
d) Convocar a los distintos actores para el desarrollo de actividades
conjuntas de investigación, desarrollo e innovación (I+D+i) en
tecnologías de la energía (participación profesionales, gremios y
participación ciudadana).
e) Integración de proyectos energéticos en regiones ligados en su plan de
desarrollo estratégico regional (turismo, agro-industria, minería, pesca).
f) Perfeccionamiento de mecanismos e instrumentos normativos para
facilitar el empleo de las ERNC’s.
g) Generación de infraestructura para incorporación de ERNC´s al Sistema
Interconectado Central (SIC).
9.3 Para la energía hidráulica, se propone mejorar los mecanismos e
instrumentos actuales para la gestión de cuencas regionales, embalses y
sistemas de riego junto a la generación de energía, incorporando incentivos
semejantes a los existentes para las de obras de riego.
9.4 Para la energía geotérmica, se recomienda un fuerte apoyo inicial del
estado, como acción habilitante esencial para reducir el riesgo asociado a
los costos iniciales de exploración y explotación a nivel piloto.
9.5 Para la energía eólica, es pertinente el perfeccionamiento de aspectos
normativos de uso del suelo para facilidades de mediciones. La
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organización de un cluster eólico facilita la integración de productos y
servicios nacionales (torres y grúas por ejemplo) a proyectos eólicos. Así
también, la planificación de obras en el tiempo, ofrece oportunidad para
mejorar la capacidad de negociación con proveedores externos.
9.6 Para las nuevas tecnologías de ERNC’s como la biomasa, la energía
solar y otras fuentes futuras (océano, hidrógeno, etc.), es recomendable la
I+D+i con promoción de plantas piloto que inicialmente sirvan para
soluciones de nicho y también como una vía de transferencia tecnológica,
para demostración y validación de adaptaciones tecnológicas. Esta
recomendación sigue los lineamientos establecidos en [5], orientados a
aumentar la competitividad del país.
9.7 Dado el carácter general y simplificado de este trabajo, más bien del tipo
exploratorio, es recomendable emprender acciones de difusión y promoción
de las posibilidades y limitaciones de las ERNC’s; desarrollar estudios más
segmentados y específicos para mejorar la precisión de las estimaciones;
identificación de oportunidades y la formulación de carteras de proyectos.
9.8 Se recomienda incentivar la capacidad científica y tecnológica del país
para mejorar la transferencia y adaptación de tecnologías, con antenas, con
giras tecnológicas, fortalecimiento de centros tecnológicos y personas
emprendedoras, que lideren las innovaciones y los quiebres tecnológicos,
no solo en energía sino que también en actividades de generación de valor,
como el turismo, agroindustria, forestal, pesca y minería.
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Referencias
[1] UTFSM, Informe. Revisión de la contribución potencial de energías
renovables no convencionales (ERNC) al SIC al año 2025, Abril, 2008.
[2] The world energy supply and demand projections to 2050, Yuko Oshino,
2004.
[3] REN21 Renewables Global Status Report 2006 Update, www.ren21.net
[4] REN21 Renewables 2007 Global Status Report, December, 2007.
[5] Comisión Nacional de Energía, Chile (CNE), www.cne.cl
[6] Hacia una estrategia nacional de innovación para la competitividad, Vol. II,
año 2008, Consejo Nacional de Innovación para la Competitividad.
[7] Renewable Energy Industry Status Report, Año 2006, Energy Efficiency and
Conservation Authority (EECA), New Zealand.
[8] Annual energy outlook 2008, DOE/EIA-0383(2008).
[9] WTRG Economics. www.wtgr.com
[10] E. Hau, „Wind Turbines“, Springer,
[11] S. Heier, „Wind Energy Conversion Systems“, Wiley, 2006.
[12] H. Holttinen et al, "Design and Operation of Power Systems with Large
Amounts of Wind Power", IEA Wind Summary Paper", Global Wind Power
Conference September 18-21, 2006, Adelaide, Australia.
[13] Energía geotermoeléctrica: una decisión postergada (Investigador A.
Lahsen), Revista Ciencia y Tecnología, CONICYT, Santiago 19 de Mayo de
2004.
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Contribución potencial de energías renovables no

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2013