Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo
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Proyecto “Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados” (MINENERGIA / GIZ) PN: 2009.9061.4 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) Informe Final Preparado por: CENTRO DE ENERGÍA - FCFM UNIVERSIDAD DE CHILE Santiago de Chile Noviembre de 2011 Informe Final Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Aclaración Este estudio fue elaborado por encargo de Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH como parte del proyecto “Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados”, implementado por el Ministerio de Energía y GIZ en el marco de la cooperación intergubernamental entre Chile y Alemania. El proyecto se financia a través de la Iniciativa Internacional para la Protección del Clima (IKI) del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza y Seguridad Nuclear (BMU) de Alemania. Sin perjuicio de ello, las conclusiones, opiniones y recomendaciones de los autores no necesariamente reflejan la posición del Gobierno de Chile. De igual forma, cualquier referencia a una empresa, producto, marca, fabricante u otro similar no constituye en ningún caso una recomendación por parte del Gobierno de Chile o de GIZ. Se autoriza la reproducción parcial o total, siempre y cuando se cite la fuente de referencia. www.centroenergia.cl Informe Final Página i Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Resumen El objetivo general del presente estudio consiste en cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro en el SING de diversos escenarios de expansión de la oferta eléctrica en base a ERNC. La participación/nivel de penetración de las ERNC en la matriz energética se establece de acuerdo escenarios plausibles de evolución, partiendo de un escenario línea base de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) donde la penetración de ERNC se determina considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo de cada tecnología. A partir de dicho escenario, se realizan diversas “perturbaciones” que permitan generar otros escenarios plausibles de penetración. El horizonte del estudio se establece hasta el año 2030. Basado en el objetivo general antes descrito, se identifican los siguientes objetivos específicos: Definir un escenario base de penetración de ERNC con un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) para el año 2030 considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología. Contar con una propuesta de línea base de expansión del SING hasta el año 2030, a partir de proyecciones de la CNE, evaluada en cuanto a eficiencia y seguridad de suministro. Disponer de montos plausibles de potencial ERNC integrables al SING para el año 2030 considerando disponibilidad del recurso y costos de desarrollo para cada tecnología. En este contexto, es importante destacar que los escenarios a analizar no representan necesariamente los escenarios más probables a presentarse en el año 2030 sino también posibles tendencias a futuro, que no implican necesariamente los escenarios más probables. Contar con propuestas de escenarios de expansión del SING (Gx y Tx) para los escenarios anteriormente definidos (que incorporen mayor participación de ERNC que la línea base), evaluados de acuerdo a atributos de eficiencia y seguridad de suministro. Evaluar los costos asociados a cada uno de los escenarios en términos de la operación del sistema y los costos totales involucrados. Presentar un desglose de los costos de los escenarios evaluados (incluidos los costos en la línea base) al menos en cuanto a: inversión en generación, operación en generación, combustibles e inversión en transmisión. Contar con una estimación de las emisiones de contaminantes atmosféricos para los escenarios evaluados. www.centroenergia.cl Informe Final Página ii Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING www.centroenergia.cl Informe Final Página iii Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Contenido Tabla de Contenidos Resumen ............................................................................................................................................ i Contenido ........................................................................................................................................ iii Tabla de Contenidos ................................................................................................................................ iii Listado de Figuras ................................................................................................................................... vii Listado de Tablas .................................................................................................................................... xiii 1. Introducción .............................................................................................................................. 1 1.1 Antecedentes ............................................................................................................................... 1 1.2 Objetivo general........................................................................................................................... 2 1.3 Objetivos específicos ................................................................................................................... 2 1.4 Alcances ....................................................................................................................................... 3 2. Antecedentes generales del proyecto ......................................................................................... 5 3. Metodología general ................................................................................................................. 7 4. 5. 3.1 Propuesta general de desarrollo.................................................................................................. 7 3.2 Supuestos: Limitación de tecnologías de generación a considerar ............................................. 9 Estimación del crecimiento del consumo eléctrico..................................................................... 11 4.1 Situación actual .......................................................................................................................... 11 4.2 Crecimiento esperado del sector ............................................................................................... 11 4.3 Determinación de curvas de duración ....................................................................................... 12 Estimación de costos ............................................................................................................... 15 5.1 Costos de inversión de ERNC ..................................................................................................... 15 5.1.1 Proyecciones de costos de ERNC según diferentes fuentes ............................................................. 15 5.1.2 Proyectos de ERNC en Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) ..................................................... 17 5.1.3 Proyecciones de costos de ERNC a utilizar en el estudio .................................................................. 19 5.2 Costos variables de operación para las ERNC ............................................................................ 20 www.centroenergia.cl Informe Final Página iv Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 5.3 Costos de operación y mantención para las ERNC .................................................................... 22 5.4 Costos de inversión de tecnologías de generación convencionales .......................................... 26 5.4.1 Proyecciones de costos de inversión de tecnologías convencionales .............................................. 26 5.4.2 Proyectos de generación convencional en Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) ...................... 27 5.4.3 Proyecciones de costos de generación convencional ajustadas a la realidad nacional .................... 28 5.5 6. 7. 5.5.1 Costo de combustibles ...................................................................................................................... 30 5.5.2 Determinación de costos variables ................................................................................................... 31 Escenarios futuros de desarrollo de ERNC ................................................................................. 33 6.1 Escenarios de desarrollo ............................................................................................................ 33 6.2 Escenarios de evaluación ........................................................................................................... 37 Ejercicio de planificación.......................................................................................................... 41 7.1 Sistema de transmisión considerado ......................................................................................... 41 7.2 Limitación de los puntos de inyección de centrales convencionales ........................................ 43 7.3 Limitación de los puntos de inyección de tecnologías de ERNC ................................................ 44 7.3.1 Energía eólica .................................................................................................................................... 44 7.3.2 Energía solar ..................................................................................................................................... 47 7.3.3 Energía geotérmica ........................................................................................................................... 48 7.4 8. Costos variables de tecnologías de generación convencionales ............................................... 30 Planificación óptima del SING .................................................................................................... 50 7.4.1 Descripción del modelo .................................................................................................................... 50 7.4.2 Planteamiento del problema de optimización ................................................................................. 52 Resultados escenarios de desarrollo......................................................................................... 57 8.1 Escenario base ........................................................................................................................... 59 8.1.1 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh ............................................................................................... 59 8.1.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh ............................................................................................... 65 8.1.3 Conclusiones del escenario base ...................................................................................................... 70 8.2 Escenario combustibles constantes ........................................................................................... 71 8.2.1 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh ............................................................................................... 71 8.2.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh ............................................................................................... 76 www.centroenergia.cl Informe Final Página v Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.2.3 8.3 Conclusiones del escenario combustibles constantes ...................................................................... 81 Escenario B de gas natural ......................................................................................................... 82 8.3.1 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh ............................................................................................... 82 8.3.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh ............................................................................................... 87 8.3.3 Conclusiones del escenario B de gas natural .................................................................................... 92 8.4 Escenario 20-20 energía............................................................................................................. 93 8.4.1 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh ............................................................................................... 93 8.4.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh ............................................................................................... 98 8.4.3 Conclusiones del escenario 20-20................................................................................................... 103 8.5 Escenario 20.257 ...................................................................................................................... 104 8.5.1 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh ............................................................................................. 104 8.5.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh ............................................................................................. 109 8.5.3 Conclusiones del escenario 20.257 ................................................................................................. 114 8.6 Escenario pesimista (sin ERNC) ................................................................................................ 115 8.6.1 9. Conclusiones del escenario pesimista (sin ERNC) ........................................................................... 118 Resultados de los atributos de eficiencia y seguridad de suministro .........................................119 9.1 Escenarios de desarrollo .......................................................................................................... 119 9.2 Escenarios de evaluación ......................................................................................................... 121 10. Conclusiones .......................................................................................................................125 11. Referencias .........................................................................................................................127 12. Anexos ................................................................................................................................129 12.1 Distribución de ERNC – Escenarios de desarrollo .................................................................... 129 12.1.1 Escenario base ................................................................................................................................ 129 12.1.2 Escenario combustibles constantes ................................................................................................ 131 12.1.3 Escenario B gas natural ................................................................................................................... 133 12.1.4 Escenario 20-20 energía.................................................................................................................. 135 12.1.5 Escenario Ley 20.257 ...................................................................................................................... 137 12.2 Circuitos adicionales Tx – Escenarios de desarrollo................................................................. 141 12.2.1 Escenario base ................................................................................................................................ 142 www.centroenergia.cl Informe Final Página vi Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.2.2 Escenario combustibles constantes ................................................................................................ 145 12.2.3 Escenario B gas natural ................................................................................................................... 148 12.2.4 Escenario 20-20 energía.................................................................................................................. 151 12.3 Energía generada (años 2020 y 2030) – Escenarios de desarrollo .......................................... 155 12.3.1 Escenario base ................................................................................................................................ 155 12.3.2 Escenario combustibles constantes ................................................................................................ 158 12.3.3 Escenario B de gas natural .............................................................................................................. 160 12.3.4 Escenario 2020 ................................................................................................................................ 162 12.3.5 Escenario Ley 20.257 ...................................................................................................................... 164 12.3.6 Escenario Pesimista ........................................................................................................................ 166 12.4 Capacidad de reserva – Escenarios de desarrollo .................................................................... 167 12.5 Escenarios de evaluación ......................................................................................................... 173 12.5.1 Costos marginales de energía (no incluye inversiones) .................................................................. 173 12.5.2 Energía no suministrada ................................................................................................................. 176 www.centroenergia.cl Informe Final Página vii Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Listado de Figuras Figura 2-1. Generación bruta SING [GWh]............................................................................................................. 6 Figura 3-1. Metodología general propuesta .......................................................................................................... 7 Figura4-1. Curva de duración demanda para el año 2010 .................................................................................. 11 Figura 4-2. Procedimiento para obtención curva duración. ................................................................................ 13 Figura 4-3. Proyección ventas de energía en SING. Período 2010-2030 ............................................................. 14 Figura 4-4. Proyección potencia máxima anual en SING. Período 2011-2030 .................................................... 14 Figura 5-1. Costos de inversión para turbinas eólicas onshore y para geotermia ............................................... 16 Figura 5-2. Costos de inversión para paneles solares fotovoltaicos y para generación solar térmica (CSP) ....... 16 Figura 5-3. Costos de inversión considerados para las turbinas eólicas onshore y para geotermia ................... 19 Figura 5-4. Costos de inversión considerados para los paneles solares fotovoltaicos y para la generación solar térmica (CSP) ............................................................................................................................. 19 Figura 5-5. Costo adicional de reservas ............................................................................................................... 21 Figura 5-6. Costos de operación y mantención para turbinas eólicas onshore y para geotermia....................... 22 Figura 5-7. Costos de operación y mantención para las tecnologías ERNC ......................................................... 22 Figura 5-8. Costos de operación y mantención para las diferentes tecnologías ................................................. 23 Figura 5-9. Costos de operación y mantención expresados como inversión ...................................................... 24 Figura 5-10. Costos de inversión (incluidos O&M) para turbinas eólicas onshore y para geotermia .................... 25 Figura 5-11. Costos de inversión (incluidos O&M) para paneles solares fotovoltaicos y para generación solar térmica (CSP) ..................................................................................................................................... 25 Figura 5-12. Costos de inversión para tecnologías de generación en base a carbón y gas natural ....................... 26 Figura 5-13. Costos de inversión de tecnologías convencionales ajustados a la realidad nacional ...................... 29 Figura 5-14. Proyección de precios de petróleo crudo y carbón ........................................................................... 30 Figura 5-15. Proyección de precios del gas natural ............................................................................................... 31 Figura 5-16. Proyección de costos variables de operación .................................................................................... 32 Figura 6-1. Meta energética 20-20 ...................................................................................................................... 34 Figura 6-2. Ley 20.257 de ERNC ........................................................................................................................... 34 Figura 6-3. Proyección de precios del gas natural ............................................................................................... 35 Figura 6-4. Proyección de costos variables de operación en Escenario B de gas natural .................................... 35 www.centroenergia.cl Informe Final Página viii Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 6-5. Proyección de costos variables de operación en Escenario combustibles constantes ...................... 36 Figura 6-6. Matriz de escenarios a analizar (de desarrollo y evaluación) ............................................................ 39 Figura 7-1. Sistema de transmisión a considerar ................................................................................................. 42 Figura 7-2. Zonas para desarrollos de generación eólica .................................................................................... 45 Figura 7-3. Factores de planta de generación solar ............................................................................................. 48 Figura 7-4. Barras adicionales consideradas para desarrollos de generación eólica y geotérmica ..................... 50 Figura 8-1. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario base .......................................... 59 Figura 8-2. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario base ................................. 60 Figura 8-3. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario base ............................................................. 62 Figura 8-4. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario base............................................................. 63 Figura 8-5. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario base .................................................. 64 Figura 8-6. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario base .......................................... 65 Figura 8-7. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario base ................................. 66 Figura 8-8. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario base ............................................................. 68 Figura 8-9. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario base............................................................. 69 Figura 8-10. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario base .................................................. 69 Figura 8-11. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes ......... 71 Figura 8-12. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes ......................................................................................................................................... 72 Figura 8-13. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes ............................. 74 Figura 8-14. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes ............................ 75 Figura 8-15. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes .................. 75 Figura 8-16. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes ......... 76 Figura 8-17. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes ......................................................................................................................................... 77 Figura 8-18. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes ............................. 79 Figura 8-19. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes ............................ 80 Figura 8-20. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes .................. 80 Figura 8-21. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural ............................ 82 Figura 8-22. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural .................... 83 Figura 8-23. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural ................................................ 85 www.centroenergia.cl Informe Final Página ix Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-24. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural ............................................... 86 Figura 8-25. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural ..................................... 86 Figura 8-26. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural ............................ 87 Figura 8-27. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural .................... 88 Figura 8-28. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural ................................................ 90 Figura 8-29. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural ............................................... 91 Figura 8-30. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural ..................................... 91 Figura 8-31. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ........................................ 93 Figura 8-32. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ................................ 94 Figura 8-33. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ........................................................... 96 Figura 8-34. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ........................................................... 97 Figura 8-35. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ................................................. 97 Figura 8-36. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ........................................ 98 Figura 8-37. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ................................ 99 Figura 8-38. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ......................................................... 101 Figura 8-39. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ......................................................... 102 Figura 8-40. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 ............................................... 102 Figura 8-41. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 .................................... 104 Figura 8-42. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 ............................ 105 Figura 8-43. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 ........................................................ 107 Figura 8-44. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 ....................................................... 108 Figura 8-45. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 ............................................. 108 Figura 8-46. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 .................................... 109 Figura 8-47. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 ............................ 110 Figura 8-48. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 ........................................................ 112 Figura 8-49. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 ....................................................... 113 Figura 8-50. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 ............................................. 113 Figura 8-51. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) .............. 115 Figura 8-52. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) ...... 115 Figura 8-53. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) .................................. 117 www.centroenergia.cl Informe Final Página x Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-54. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) ................................. 117 Figura 8-55. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) ....................... 118 Figura 9-1. Gráficos polares para escenarios 20-20 y base................................................................................ 123 Figura 10-1. Evolución del porcentaje de ERNC para los escenarios de desarrollo ............................................. 126 Figura 12-1. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 0 USD/MWh ................... 142 Figura 12-2. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 0 USD/MWh. .................. 142 Figura 12-3. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 0 USD/MWh. .................. 143 Figura 12-4. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 6 USD/MWh. .................. 143 Figura 12-5. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 6 USD/MWh. .................. 144 Figura 12-6. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 6 USD/MWh. .................. 144 Figura 12-7. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 145 Figura 12-8. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 145 Figura 12-9. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 146 Figura 12-10. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 146 Figura 12-11. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 147 Figura 12-12. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 147 Figura 12-13. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. .... 148 Figura 12-14. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. .... 148 Figura 12-15. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. .... 149 Figura 12-16. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. .... 149 Figura 12-17. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. .... 150 Figura 12-18. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. .... 150 Figura 12-19. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 0 USD/MWh. ................ 151 Figura 12-20. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 0 USD/MWh. ................ 151 Figura 12-21. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 0 USD/MWh. ................ 152 Figura 12-22. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 6 USD/MWh. ................ 152 www.centroenergia.cl Informe Final Página xi Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-23. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 6 USD/MWh. ................ 153 Figura 12-24. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 6 USD/MWh. ................ 153 Figura 12-25. Capacidad de reserva. Escenario base y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas ............... 167 Figura 12-26. Capacidad de reserva. Escenario base y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas ............... 168 Figura 12-27. Capacidad de reserva. Escenario combustibles estáticos y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas ......................................................................................................................................... 168 Figura 12-28. Capacidad de reserva. Escenario combustibles estáticos y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas ......................................................................................................................................... 169 Figura 12-29. Capacidad de reserva. Escenario gas natural B y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas .. 169 Figura 12-30. Capacidad de reserva. Escenario gas natural B y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas .. 170 Figura 12-31. Capacidad de reserva. Escenario 20-20 y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas ............. 170 Figura 12-32. Capacidad de reserva. Escenario 20-20 y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas ............. 171 Figura 12-33. Capacidad de reserva. Escenario 20.257 y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas ............ 171 Figura 12-34. Capacidad de reserva. Escenario 20.257 y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas ............ 172 Figura 12-35. Capacidad de reserva. Escenario pesimista ..................................................................................... 172 Figura 12-36. Costos marginales. Escenario base .................................................................................................. 173 Figura 12-37. Costos marginales. Escenario combustibles constantes.................................................................. 174 Figura 12-38. Costos marginales. Escenario B gas natural..................................................................................... 174 Figura 12-39. Costos marginales. Escenario 20-20 energía ................................................................................... 175 Figura 12-40. Costos marginales. Escenario Ley 20.257 ........................................................................................ 175 Figura 12-41. Energía no suministrada. Escenario base ........................................................................................ 176 Figura 12-42. Energía no suministrada. Escenario combustibles constantes ........................................................ 176 Figura 12-43. Energía no suministrada. Escenario B gas natural ........................................................................... 177 Figura 12-44. Energía no suministrada. Escenario 20-20 energía.......................................................................... 177 Figura 12-45. Energía no suministrada. Escenario Ley 20.257 .............................................................................. 178 www.centroenergia.cl Informe Final Página xii Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING www.centroenergia.cl Informe Final Página xiii Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Listado de Tablas Tabla 2-1. Capacidad instalada según combustible................................................................................................. 5 Tabla 4-1. Crecimiento de la demanda en energía de los clientes del SING ......................................................... 12 Tabla 5-1. Proyectos solares PV en el SEIA ............................................................................................................ 17 Tabla 5-2. Proyectos de geotermia en el SEIA ....................................................................................................... 17 Tabla 5-3. Proyectos eólicos en el SEIA ................................................................................................................. 18 Tabla 5-4. Proyectos en base a gas natural en el SEIA .......................................................................................... 27 Tabla 5-5. Proyectos carboneros en el SEIA .......................................................................................................... 27 Tabla 5-6. Proyectos en base a diesel en el SEIA ................................................................................................... 28 Tabla 5-7. Proyectos en base a Fuel-Oil N° 6 en el SEIA ........................................................................................ 28 Tabla 5-8. Costos de inversión asociados a las tecnologías de generación convencional .................................... 29 Tabla 5-9. Costo variable combustible promedio ................................................................................................. 32 Tabla 5-10. Escenario de evaluación Shock de precios ........................................................................................... 38 Tabla 7-1. Parámetros de las líneas del SING modeladas...................................................................................... 43 Tabla 7-2. Turbinas eólicas consideradas en cada emplazamiento ....................................................................... 46 Tabla 7-3. Potencial eólico aproximado por sector ............................................................................................... 47 Tabla 7-4. Proyectos geotérmicos a considerar .................................................................................................... 49 Tabla 8-1. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario base ........................................... 61 Tabla 8-2. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario base ........................................... 61 Tabla 8-3. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario base ........................................... 67 Tabla 8-4. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario base ........................................... 67 Tabla 8-5. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario combustibles constantes .......... 73 Tabla 8-6. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario combustibles constantes .......... 73 Tabla 8-7. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario combustibles constantes .......... 78 Tabla 8-8. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario combustibles constantes .......... 78 Tabla 8-9. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario B gas natural ............................. 84 Tabla 8-10. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario B gas natural ............................. 84 Tabla 8-11. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario B gas natural ............................. 89 Tabla 8-12. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario B gas natural ............................. 89 www.centroenergia.cl Informe Final Página xiv Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-13. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario 20-20 ......................................... 95 Tabla 8-14. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario 20-20 ......................................... 95 Tabla 8-15. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario 20-20 ....................................... 100 Tabla 8-16. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario 20-20 ....................................... 100 Tabla 8-17. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario 20.257 ..................................... 106 Tabla 8-18. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario 20.257 ..................................... 106 Tabla 8-19. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario 20.257 ..................................... 111 Tabla 8-20. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario 20.257 ..................................... 111 Tabla 8-17. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario pesimista (sin ERNC) ............... 116 Tabla 8-18. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario pesimista (sin ERNC) ............... 116 Tabla 9-1. Caracterización de escenarios de desarrollo ...................................................................................... 120 Tabla 9-2. Caracterización de escenarios de desarrollo considerando los escenarios de evaluación................. 122 Tabla 12-1. Distribución de la energía eólica. Escenario base. 0 USD/MWh ........................................................ 129 Tabla 12-2. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario base. 0 USD/MWh ...................................... 129 Tabla 12-3. Distribución de la energía solar CSP. Escenario base. 0 USD/MWh ................................................... 130 Tabla 12-4. Distribución de la energía eólica. Escenario base. 6 USD/MWh ........................................................ 130 Tabla 12-5. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario base. 6 USD/MWh ...................................... 130 Tabla 12-6. Distribución de la energía solar CSP. Escenario base. 6 USD/MWh ................................................... 131 Tabla 12-7. Distribución de la energía eólica. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh ........................ 131 Tabla 12-8. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh ...... 131 Tabla 12-9. Distribución de la energía solar CSP. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh ................... 132 Tabla 12-10. Distribución de la energía eólica. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh ........................ 132 Tabla 12-11. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh ...... 132 Tabla 12-12. Distribución de la energía solar CSP. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh ................... 133 Tabla 12-13. Distribución de la energía eólica. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh ........................................... 133 Tabla 12-14. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh ......................... 133 Tabla 12-15. Distribución de la energía solar CSP. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh ...................................... 134 Tabla 12-16. Distribución de la energía eólica. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh ........................................... 134 Tabla 12-17. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh ......................... 134 Tabla 12-18. Distribución de la energía solar CSP. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh ...................................... 135 www.centroenergia.cl Informe Final Página xv Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-19. Distribución de la energía eólica. Escenario 20-20. 0 USD/MWh ....................................................... 135 Tabla 12-20. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario 20-20. 0 USD/MWh .................................... 135 Tabla 12-21. Distribución de la energía solar CSP. Escenario 20-20. 0 USD/MWh ................................................. 136 Tabla 12-22. Distribución de la energía eólica. Escenario 20-20. 6 USD/MWh ....................................................... 136 Tabla 12-23. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario 20-20. 6 USD/MWh .................................... 136 Tabla 12-24. Distribución de la energía solar CSP. Escenario 20-20. 6 USD/MWh ................................................. 137 Tabla 12-25. Distribución de la energía eólica. Escenario 20.257. 0 USD/MWh ..................................................... 137 Tabla 12-26. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario 20.257. 0 USD/MWh .................................. 137 Tabla 12-27. Distribución de la energía solar CSP. Escenario 20.257. 0 USD/MWh ................................................ 138 Tabla 12-28. Distribución de la energía eólica. Escenario 20.257. 6 USD/MWh ..................................................... 138 Tabla 12-29. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario 20.257. 6 USD/MWh .................................. 138 Tabla 12-30. Distribución de la energía solar CSP. Escenario 20.257. 6 USD/MWh ................................................ 139 Tabla 12-25. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario base. 0 USD/MWh. ..................... 155 Tabla 12-26. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario base. 0 USD/MWh. ..................... 156 Tabla 12-27. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario base. 6 USD/MWh. ..................... 156 Tabla 12-28. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario base. 6 USD/MWh. ..................... 157 Tabla 12-29. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 158 Tabla 12-30. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 158 Tabla 12-31. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 159 Tabla 12-32. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh. ....................................................................................................................................... 159 Tabla 12-33. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. ........ 160 Tabla 12-34. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. ........ 160 Tabla 12-35. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. ........ 161 Tabla 12-36. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. ........ 161 Tabla 12-37. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario 20-20. 0 USD/MWh. ................... 162 Tabla 12-38. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario 20-20. 0 USD/MWh. ................... 162 Tabla 12-39. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario 20-20. 6 USD/MWh. ................... 163 www.centroenergia.cl Informe Final Página xvi Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-40. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario 20-20. 6 USD/MWh. ................... 163 Tabla 12-47. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario Ley 20.257. 0 USD/MWh. ........... 164 Tabla 12-48. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario Ley 20.257. 0 USD/MWh. ........... 164 Tabla 12-49. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario Ley 20.257. 6 USD/MWh. ........... 165 Tabla 12-50. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario Ley 20.257. 6 USD/MWh. ........... 165 Tabla 12-51. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario pesimista. 0 USD/MWh. ............. 166 Tabla 12-52. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario pesimista. 0 USD/MWh. ............. 166 www.centroenergia.cl Informe Final Página 1 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 1. Introducción 1.1 Antecedentes 1. La inminente necesidad de diversificación de la matriz energética nacional unido a diversas consideraciones medioambientales han llevado a Chile a una política gubernamental de apoyo a la integración de energías renovables no convencionales (ERNC) en los sistemas eléctricos nacionales. 2. Dado que los efectos de las ERNC en los sistemas eléctricos de potencia dependen fuertemente de las características técnicas del mismo, los resultados y conclusiones obtenidos para un determinado sistema de potencia -con sus propias características y requerimientos técnicos- no pueden ser aplicados directamente a otro sistema en el cual el impacto podría eventualmente no ser el mismo. De lo anterior se desprende la necesidad de estudios independientes que permitan obtener conclusiones acerca del impacto de grandes inyecciones de ERNC en los sistemas interconectados nacionales de forma realista. 3. La Cooperación Internacional Alemana (GIZ) y el Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile (CE-FCFM) han desarrollado diferentes estudios asociados a la integración de ERNC en los sistemas interconectados. En este contexto, el CE-FCFM, a solicitud de GIZ, desarrolló una propuesta metodológica para evaluar una estrategia de expansión óptima de las ERNC en los sistemas interconectados. 4. Sobre la base de lo propuesto por CE-FCFM se identifica la necesidad de evaluar diferentes escenarios de expansión de los sistemas considerando diversos aspectos, tales como: seguridad de suministro, eficiencia económica e impacto en el medio ambiente. El CE-FCFM de la Universidad de Chile tiene experiencia en el desarrollo y aplicación de herramientas de apoyo a la toma de decisiones, en particular a lo asociado a la planificación y operación de sistemas eléctricos de potencia. Asimismo, se manifiesta el interés por contribuir al desarrollo y mejoramiento de herramientas que vinculen el efecto de la penetración de ERNC en la expansión de los sistemas eléctricos. www.centroenergia.cl Informe Final Página 2 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 1.2 Objetivo general El objetivo general del estudio consiste en cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro en el SING de diversos escenarios de expansión de la oferta eléctrica en base a ERNC. La participación/nivel de penetración de las ERNC en la matriz energética se establece de acuerdo escenarios plausibles de evolución, partiendo de un escenario línea base de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) donde la penetración de ERNC se determina considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología. A partir de dicho escenario, se realiza un análisis que permita generar otros escenarios plausibles de penetración. El horizonte del estudio se establece hasta el año 2030. 1.3 Objetivos específicos Basado en el objetivo general antes descrito, se identifican los siguientes objetivos específicos: Definir un escenario base de penetración de ERNC con un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) para el año 2030 considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología. Contar con una propuesta de línea base de expansión del SING hasta el año 2030, a partir de proyecciones de la CNE, evaluada en cuanto a eficiencia y seguridad de suministro. Disponer de montos plausibles de potencial de ERNC integrables al SING para el año 2030, considerando disponibilidad del recurso y costos de desarrollo para cada tecnología. En este contexto, es importante destacar que los escenarios a analizar no representan necesariamente los escenarios más probables a presentarse en el año 2030 sino también posibles tendencias a futuro, que no implican necesariamente los escenarios más probables. Contar con propuestas de escenarios de expansión del SING (Gx y Tx) para los escenarios anteriormente definidos (que incorporen mayor participación de ERNC que la línea base), evaluados de acuerdo a atributos de eficiencia y seguridad de suministro. Evaluar los costos asociados a cada uno de los escenarios en términos de la operación del sistema y los costos totales involucrados. www.centroenergia.cl Informe Final Página 3 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 1.4 Presentar un desglose de los costos de los escenarios evaluados (incluidos los de la línea base) al menos en cuanto a: inversión en generación, operación en generación, combustibles e inversión en transmisión. Contar con una estimación de las emisiones de contaminantes atmosféricos para los escenarios evaluados Alcances Para las etapas definidas en los objetivos específicos se consideran los siguientes alcances: Las tecnologías de ERNC a considerar en el análisis son: eólica, solar térmica, solar fotovoltaica y geotérmica. Como principales aspectos para determinar niveles de penetración plausible de ERNC son el potencial existente así como los costos de desarrollo de cada tecnología. Los escenarios se determinarán considerando a su vez el nivel de penetración de ERNC definido en la línea base en base a un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades). A partir de esta línea base, se generarán escenarios plausibles para investigar. Adicionalmente la contraparte podrá indicar la evaluación de escenarios de penetración específicos no obtenidos a partir de la perturbación del escenario base pero de interés en el estudio. La expansión del parque de generación y del sistema de transmisión en la línea base incluyen lo definido por la última fijación de precios de nudo de Abril de 2011. La evaluación de cada escenario consiste en determinar las horas de operación por año para cada tecnología de generación, los niveles de generación de las unidades térmicas, los costos de inversión asociados al plan de obras, los costos de operación y falla del sistema así como los costos marginales esperados. La evaluación de costos se realizará con la desagregación señalada en los objetivos específicos. La evaluación de los escenarios considerará un análisis final de las emisiones de contaminantes atmosféricos asociados. www.centroenergia.cl Informe Final Página 4 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING www.centroenergia.cl Página Informe Final 5 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 2. Antecedentes generales del proyecto Capacidad y generación actual del SING La capacidad actualmente instalada en el SING, es cercana a los 3575 MW[1]. Esta capacidad instalada tiene como principales combustibles el gas natural y el carbón, los que concentran el 58 y 32% respectivamente. El detalle de la capacidad instalada según combustible se presenta en la Tabla 2-1. Tabla 2-1. Capacidad instalada según combustible Potencia Bruta Potencia Bruta Combustible Carbón Carbón + Petcoke Diesel Fuel Oil Nro. 6 Diesel + Fuel Oil Gas Natural Hidro Potencia Bruta Total Instalada Instalada [MW] Instalada [%] 148,5 989,3 131,1 177,6 39,5 2073,9 14,9 4,2 27,7 3,7 5 1,1 58 0,4 3574,8 Hidro 0% Potencia instalada por combustible Carbón Diesel 4% 4% Fuel Oil Nro. 6 5% Carbón + Petcoke 28% Diesel + Fuel Oil 1% 100 Gas Natural 58% En cuanto a la generación del sistema, según información del CDEC-SING, la generación bruta para el año 2010 y lo transcurrido del 2011, se muestra en la siguiente figura. www.centroenergia.cl Informe Final Página 6 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Generación de energía 1500 1400 1300 GWh 1200 1100 1000 900 800 700 Figura 2-1. Generación bruta SING [GWh] Según la figura anterior, la generación máxima mensual es de 1378 [GWh], lo que implica una potencia media máxima de 1914 MW (considerando un mes con 30 días), bastante menor que la capacidad máxima instalada del SING (3575MW). Según datos del informe “Estadísticas de Operación 2000/2009” del CDEC-SING, la operación del sistema durante el año 2009 alcanzó un nivel de generación bruta máxima horaria de 1907 MW la que se dio el 27 de septiembre de 2009 a las 22 pm, representando un 53% de la capacidad instalada actual. www.centroenergia.cl Página Informe Final 7 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 3. Metodología general 3.1 Propuesta general de desarrollo La metodología de trabajo propuesta de forma tal de alcanzar los objetivos del proyecto, se resume en la Figura 3-1. Recopilación de antecedentes Estimación del crecimiento del consumo eléctrico Determinación de puntos de inyección y tecnologías ERNC Escenario base Estimación de costos Planificación generación/transmisión Línea base Escenarios de desarrollo Escenarios de evaluación Escenario base Statu Quo Escenario 2020-P Escenario 2020-E Escenario 20.257 Escasez carbón Desastre natural Escenario CC … Planificación generación/transmisión Evaluación del plan de expansión en base a atributos de interés Seguridad n-1 Figura 3-1. Metodología general propuesta Recopilación de Antecedentes: Se realiza una recopilación de los antecedentes técnicos relacionados al SING, tales como el sistema eléctrico actual (incluyendo parámetros de la red, sistemas de generación), estadísticas de operación del sistema, parámetros asociados a las tasas de falla de los equipos y descripción de la demanda actual (ciclos diarios, estacionalidad, distribución geográfica). La información se obtiene directamente a partir de fuentes oficiales como el CDEC-SING o la CNE a través de informes como el Precio de Nudo o el Estudio de Transmisión Troncal (ETT). Para la determinación de la red, adicionalmente se consideran los proyectos de generación y transmisión en construcción indicados en el informe de Precio de Nudo de Abril de 2011. www.centroenergia.cl Informe Final Página 8 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Estimación del crecimiento del consumo eléctrico: En esta parte se realiza la proyección del consumo eléctrico del SING para el horizonte en estudio. Concretamente, para estimar el crecimiento esperado de la demanda de los clientes residenciales y de los clientes libres para el periodo 2011-2030 se considera la proyección estimada por la CNE en el Informe de Precio Nudo del SING de Abril de 2011. Estimación de costos: En esta parte se hace una recopilación de diferentes proyecciones de precios de combustibles y costos de inversión delas distintas tecnologías en estudio (centrales convencionales y tecnologías de ERNC), incluidos costos variables no combustibles para el caso de las ERNC e inversiones adicionales asociadas a tecnologías de mitigación o abatimiento de emisiones. Escenario base: En base a los tres puntos anteriores se define un escenario línea base para el estudio. Para dicho escenario se realiza un ejercicio de planificación de generación y transmisión (Tx y Gx) del SING hasta el año 2030obteniéndoseuna propuesta de expansión en ambos ejes. El ejercicio de planificación se realiza considerando un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin considerar externalidades) incluyendo el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología de ERNC. Este ejercicio de planificación a mínimo costo define el nivel de penetración de ERNC “óptimo” en el caso de la línea base. Escenarios de desarrollo: En esta parte se determinan diversos escenarios de expansión de la oferta eléctrica en base a ERNC a analizar. De especial interés se considera el Escenario 2020, que busca alcanzar un 20% de la generación eléctrica de la matriz nacional hacia el año 2020 sustentada en energías renovables no convencionales. La participación/nivel de penetración de las ERNC en la matriz energética para los otros escenarios en estudio se establece de acuerdo a escenarios plausibles de evolución, partiendo del nivel de penetración de ERNC obtenido en el escenario línea base. Los escenarios a analizar en el presente proyecto se definen en común acuerdo con la contraparte. Ejercicio de planificación generación/transmisión: Con la información anterior se realiza un ejercicio de planificación generación/transmisión del SING hasta el año 2030para cada escenario www.centroenergia.cl Informe Final Página 9 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING en estudio. Para todos los escenarios el ejercicio de planificación se realiza considerando un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin considerar externalidades). Cabe señalar que las técnicas de optimización desarrolladas por el CE-FCFM permiten identificar más de una alternativa de expansión (generación-transmisión) por escenario. De esta forma, finalmente se dispone de una matriz de resultados que resume un conjunto de soluciones de expansión con los valores alcanzados por cada una de ellas en los distintos escenarios evaluados. Escenarios de evaluación: Para cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro en el SING de los diversos escenarios de desarrollo de ERNC se definen los llamados “escenarios de evaluación” que representan situaciones críticas (desde el punto de vista eficiencia y seguridad de suministro) para los diferentes planes de expansión Tx y Gx obtenidos. Al igual que los escenarios de desarrollo, los escenarios de evaluación se determinan en común acuerdo la contraparte. Evaluación del plan de expansión en base a atributos de interés: La evaluación de cada escenario de expansión obtenido consiste en determinar las horas de operación por año para cada tecnología de generación, los niveles de generación de las unidades térmicas, los costos de inversión asociados al plan de obras, los costos de operación y falla del sistema, la energía no suministrada así como los costos marginales esperados. La evaluación de costos se realiza con la desagregación señalada en los objetivos específicos. Adicionalmente, la evaluación de los escenarios considerará un análisis de las emisiones de contaminantes atmosféricos asociados. 3.2 Supuestos: Limitación de tecnologías de generación a considerar En el presente proyecto se consideraron todas aquellas tecnologías de generación con un determinado grado de madurez a nivel nacional y con potencial importante de desarrollo en el SING. En total fueron ocho las tecnologías consideradas durante los ejercicios de planificación: carbón, diesel, fuel-oil, gas natural, eólica, solar fotovoltaica, solar CSP y geotérmicas. En cuanto a las tecnologías de generación convencional es importante mencionar: - Si bien se consideró la capacidad instalada actual de generación hidráulica (10,2 MW de la Central Chapiquiña), no se consideró el ingreso de nuevos proyectos, por lo cual se mantiene la capacidad instalada a lo largo de todo el período de análisis. www.centroenergia.cl Informe Final Página 10 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING - La energía nuclear no fue considerada en los ejercicios de planificación desarrollados en el presente proyecto. Las razones para lo anterior se enumeran a continuación: 1) largos plazos involucrados en el desarrollo de nuevas plantas nucleares llegando alrededor de los 15 años una vez tomada la decisión de invertir 2) declaraciones del gobierno indicando que en el presente periodo no se tomarán decisiones en cuanto a proyectos en base a energía nuclear. Finalmente, en cuanto a las tecnologías de ERNC es importante mencionar: - Para el desarrollo de proyectos de generación eólicos se consideran generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG). Concretamente se investigan los Vestas V90 de 2,0 MW y el Gamesa de 850 kW. - Para las aplicaciones solares fotovoltaicas se consideran granjas con seguimiento solar en un eje y no fijas o con seguimiento en dos ejes1. - Para el desarrollo de centrales solares termoeléctricas, se consideran plantas solares cilíndrico-parabólicas2 con sistema de refrigeración por aire3. En los siguientes capítulos se describen las etapas más importantes de la metodología propuesta. 1 Este supuesto resulta razonable ya que, al parecer, la mejor relación de costo/producción se estaría logrando con ese tipo de plantas en el caso del norte de Chile. 2 Para aplicaciones solares cilíndrico-parabólicas, se usan directamente los datos de radiación solar directa con seguimiento en un eje. Lo anterior asumiendo que el posible grado de sobreestimación debido a la inclinación de los instrumentos de medición no es muy relevante. 3 En este caso los costos variables no deberían ser significativos. www.centroenergia.cl Página Informe Final 11 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 4. Estimación del crecimiento del consumo eléctrico En esta sección se presenta la metodología para obtener la proyección del consumo eléctrico del SING para el horizonte en estudio en base a fuentes de información oficiales. 4.1 Situación actual La Figura 4-1 muestra la curva de duración de demanda real para el año 2010 obtenida a partir de los retiros de energía en cada barra del sistema proporcionados por el CDEC-SING. Demanda SING 2010 1900 1800 1700 Potencia [MW] 1600 1500 1400 1300 1200 1100 1000 0 1000 2000 3000 4000 5000 Horas 6000 7000 8000 Figura4-1. Curva de duración demanda para el año 2010 De la figura se observa que la potencia máxima del SING para el año 2010 fue de 1831 MW, y la demanda mínima de 1200 MW. Cabe recalcar que la demanda máxima del sistema no necesariamente coincide con la demanda máxima de cada consumo. 4.2 Crecimiento esperado del sector Para estimar el crecimiento esperado de la demanda de los clientes residenciales y de los clientes libres para el periodo 2011-2030, se considera la proyección estimada por la CNE en el www.centroenergia.cl Página Informe Final 12 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Informe de Precio Nudo del SING de Abril de 2011[4]. La Tabla 4-1muestra la proyección de ventas de energía para clientes libres y residenciales del SING hasta el año 2030[4]. Tabla 4-1. Crecimiento de la demanda en energía de los clientes del SING PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA Tasa clientes Tasa clientes Año residenciales% libres% 2010 4.3 2011 4.7 6.7 2012 4.6 6.8 2013 4.5 6.4 2014 4.5 6.4 2015 4.5 6.3 2016 4.5 6.2 2017 4.5 6.1 2018 4.5 6.1 2019 4.5 6.1 2020 4.5 6.0 2021 4.5 2022 4.5 2023 4.5 2024 4.5 2025 4.5 2026 4.5 2027 4.5 2028 4.5 2029 4.5 2030 4.5 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 Determinación de curvas de duración La determinación de la curva de duración se enmarca en el procedimiento mostrado en la Figura 4-2. A partir de la información obtenida del registro de consumo por barra de clientes del CDEC-SING para el año 2010, y según los factores de crecimiento anuales de energía de los clientes www.centroenergia.cl Informe Final Página 13 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING regulados y libres se obtiene la demanda horaria, por barra y del sistema para el período 20112030. Se deduce la curva de duración del SING por cada etapa, en este informe se ha definido un horizonte mensual, dividido en 6 bloques. Luego, se identifica la participación de la demanda de cada barra en cada hora de la curva de duración del SING, para obtener la curva de duración de cada barra modelada del sistema. Finalmente, la potencia de cada bloque horario se determina como el promedio de las potencias horarias que lo componen. Figura 4-2. Procedimiento para obtención curva duración. De manera comparativa se muestran en la Figura 4-3 las ventas por energía esperada para el período según la proyección del Informe de Fijación de Precio Nudo de Abril 2011 y la estimación en base a las perspectivas de crecimiento de la minería del cobre presentada por COCHILCO en su Informe de Demanda de Energía Eléctrica en la Minería del Cobre y Perspectivas de Seguridad de Abastecimiento de Enero de 2010. En este último caso, a la energía estimada se le adiciona un 17% por participación de la demanda no involucrada en la industria del cobre (otros productos, además de la demanda de distribuidoras y otros clientes libres). www.centroenergia.cl Página Informe Final 14 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Adicionalmente se muestran las curvas de potencia máxima anual para el SING. En la Figura 4-4 se puede apreciar el aumento en la potencia máxima anual, la cual se estima que aumenta aproximadamente un 82.5% en el período 2010-2030. 45 Ventas de energía esperada SING [TWh] 40 35 30 25 20 15 CNE COCHILCO 10 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Año Figura 4-3. Proyección ventas de energía en SING. Período 2010-2030 3400 Potencia Máxima Anual [MWh] 3200 3000 2800 2600 2400 2200 2000 1800 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Año Figura 4-4. Proyección potencia máxima anual en SING. Período 2011-2030 www.centroenergia.cl Informe Final Página 15 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 5. Estimación de costos En esta parte se hace una recopilación de diferentes proyecciones de precios de combustibles y costos de inversión de las distintas tecnologías en estudio (centrales convencionales y tecnologías de ERNC), incluidos costos variables no combustibles y de operación y mantenimiento para el caso de las ERNC e inversiones adicionales asociadas a tecnologías de mitigación o abatimiento de emisiones. 5.1 Costos de inversión de ERNC 5.1.1 Proyecciones de costos de ERNC según diferentes fuentes Sobre la base de proyecciones realizadas por diferentes centros de investigación se estima el comportamiento de los costos de inversión asociados a diferentes tecnologías de generación a base de ERNC en el horizonte en estudio. Las proyecciones de costos de inversión esperados para las tecnologías de ERNC bajo análisis consideran las siguientes fuentes de información: 1. „Möglichkeiten und Grenzen der Integration verschiedener regenerativer Energiequellen zu einer 100% regenerativen Stromversorgung der Bundesrepublik Deutschland bis zum Jahr 2050“, Deutsches Zentrum für Luft– und Raumfahrt (DLR), Octubre 2010[6]. 2. „Energy Technology Perspectives 2010, Scenarios & Strategies to 2050”, Agencia Internacional de Energía (IEA), 2010[7]. 3. “Chile Levelised cost of energy, Bloomberg New Energy Finance”, Abril 2011[8]. 4. “IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation”, Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC Working Group III), 2011[9]. 5. “Factors Affecting Cost of Geothermal Power Development”, Geothermal Energy Association, Agosto 2005[10]. Las siguientes figuras muestran las proyecciones de costos de inversión de las tecnologías ERNC hasta el año 2030 de acuerdo a las fuentes señaladas anteriormente. Dado que sólo se cuenta con información de precios actuales y valores esperados a los años 2015, 2020, 2025 y 2030, la proyección se completa mediante una interpolación lineal. Las proyecciones se realizan para las siguientes tecnologías ERNC: Turbinas eólicas onshore Geotermia www.centroenergia.cl Página Informe Final 16 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Paneles solares fotovoltaicos Generación solar térmica (CSP) Eólica on shore [USD/kW] Geotermia [USD/kW] 3000 2700 2500 2500 2300 2000 2100 1500 1900 1700 1000 1500 AIE (bajo) AIE (alto) DZLR Bloomberg IPCC (bajo) IPPC (alto) AIE (bajo) GEA (bajo) GEA (alto) Figura 5-1. Costos de inversión para turbinas eólicas onshore y para geotermia Solar CSP [USD/kW] Solar Fotovoltaica [USD/kW] 8000 5500 7000 4500 6000 3500 5000 2500 4000 3000 1500 2000 500 1000 AIE (bajo) AIE (alto) DZLR AIE (bajo) AIE (alto) DZLR Bloomberg IPCC (bajo) IPCC (alto) Bloomberg IPCC (bajo) IPCC (alto) Figura 5-2. Costos de inversión para paneles solares fotovoltaicos y para generación solar térmica (CSP) En base a las proyecciones anteriores se determinan los 3 escenarios de costos de inversión de ERNC a analizar en el proyecto: Costos de inversión optimistas Costos de inversión pesimista Costos de inversión línea base Para la proyección de los costos de inversión en el caso de la línea base, se usa el promedio de las proyecciones ajustado a la realidad nacional. El ajuste se realiza imponiendo que el costo de inversión en el año 2011 sea igual al promedio de los costos de inversión de los proyectos www.centroenergia.cl Página Informe Final 17 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING presentados para la Evaluación de Impacto Ambiental en el SEIA. Para la definición de los costos de inversión optimista y pesimista se usa la envolvente superior e inferior de los costos de inversión proyectados por las fuentes. 5.1.2 Proyectos de ERNC en Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) Las siguientes tablas presentan los proyectos que actualmente se encuentran en la Evaluación de Impacto Ambiental en el SEIA [3] con sus respectivos costos de inversión (Datos hasta el 23 de Junio del 2011)4. Tabla 5-1. Proyectos solares PV en el SEIA SOLAR FOTOVOLTAICO Potencia Nombre proyecto [MW] Parque fotovoltaico Atacama solar 250 Huerta Solar Fotovoltaica 8 Planta Solar Fotovoltaica Pozo Almonte Solar 2 7,8 Planta Solar Fotovoltaica Pozo Almonte Solar 1 9,3 Planta Solar Fotovoltaica Pozo Almonte Solar 3 16,56 Planta Fotovoltaica Salar de Huasco 30 Planta Fotovoltaica Lagunas 30 Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 2 9,3 Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 1 9 Complejo Solar FV Pica 90 Promedio Inversión Costo de Inversión [MMUS$] (USD/kW] 773 3092,0 31,8706 3983,8 40 5128,2 40 4301,1 71 4287,4 96 3200,0 96 3200,0 40 4301,1 40 4444,4 288 3200,0 3913,8 Tabla 5-2. Proyectos de geotermia en el SEIA GEOTERMIA Potencia Inversión Nombre proyecto [MW] [MMUS$] Central Geotérmica Cerro Pabellón 50 180 Promedio 4 Costo de Inversión 3600,0 3600,0 No se encontraron proyectos solares CSP en el sistema de Evaluación de Impacto Ambiental www.centroenergia.cl Página Informe Final 18 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 5-3. Proyectos eólicos en el SEIA Nombre proyecto Parque Eólico Lebu Tercera Etapa Parque Eólico Calama Parque Eólico Lebu Segunda Etapa Parque eólico Lebu Parque Eólico Renaico Parque Eólico Ckani Parque Eólico La Cebada Parque Eólico Llay-Llay Parque Eólico Llanquihue Parque Eólico San Pedro Parque Eólico Chiloé Parque Eólico Collipulli Parque Eólico El Arrayán Parque Eólico Cabo Negro Fase I Parque Eólico Arauco Parque Eólico Valle de los Vientos Parque Eólico Las Dichas Parque Eólico Lebu Sur Parque Eólico Hacienda Quijote Parque Eólico Punta Palmeras Parque Eólico La Gorgonia Parque Eólico El Pacifico Parque Eólico Quillagua Ampliación Parque Eólico Lebu Parque Eólico La Cachina Parque Eólico Minera Gaby Parque Eólico Totoral Parque Eólico Talinay Parque Eólico Laguna Verde Parque Eólico Chome Parque Eólico Punta Colorada Parque Eólico Canela II Parque Eólico Monte Redondo Parque Eólico Canela Granja Eólica Calama Generadora Eólica Punta Curaumilla Proyecto Parque Señora Rosario Proyecto Parque San Blas Proyecto Parque Señora Gabriela Promedio EOLICO Potencia [MW] 280 128,8 158 266 106 240 48,3 56 74 36 112 48 101,2 2,34 100 99 16 108 26 103,5 76 72 100 6,24 66 40 46 500 24 8 36 69 74 18,15 250 9 84 43,5 138 www.centroenergia.cl Inversión [MMUS$] 616,0 280,0 347,6 347,6000 240,0000 500,0000 100,0000 108,0000 165,0000 100,0000 235,0000 108,0000 288,0000 5,0000 235,0000 200,7000 30,0000 224,0000 63,0000 230,0000 175,0 144,0 230,0 6,0 123,0 86,0 140,0 1000,0 47,0 15,0 70,0 168,0 150,0 14,1 700,0 17,9 117,6 60,9 193,2 Costo de Inversión (USD/kW] 2200,0 2173,9 2200,0 1306,8 2264,2 2083,3 2070,4 1928,6 2229,7 2777,8 2098,2 2250,0 2845,8 2136,8 2350,0 2027,3 1875,0 2074,1 2423,1 2222,2 2302,6 2000,0 2300,0 961,5 1863,6 2150,0 3043,5 2000,0 1958,3 1875,0 1944,4 2434,8 2027,0 774,1 2800,0 1988,9 1400,0 1400,0 1400,0 2055,4 Página Informe Final 19 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 5.1.3 Proyecciones de costos de ERNC a utilizar en el estudio Tal como se indicó anteriormente, para la proyección de los costos de inversión en el caso de la línea base, se usa el promedio de las proyecciones ajustado a la realidad nacional mediante los datos presentados para la Evaluación de Impacto Ambiental en el SEIA por diferentes proyectos ERNC. Para los costos de inversión optimista y pesimista se usa la envolvente superior e inferior de los costos de inversión proyectados por las fuentes. A continuación se presentan los 3 escenarios para los costos de inversión para cada una de las tecnologías ERNC consideradas en el estudio. A modo de comparación, se incluyen los costos de inversión de la línea base sin ajustar a la realidad nacional. Eólica on shore [USD/kW] Geotermia [USD/kW] 3000 4000 3500 2500 3000 2000 2500 1500 2000 1000 1500 1000 Línea base sin ajustar Línea base ajustada Pesimista Optimista Línea base sin ajustar Línea base ajustada Figura 5-3. Costos de inversión considerados para las turbinas eólicas onshore y para geotermia Optimista 5 Solar CSP [USD/kW] Solar fotovoltaica [USD/kW] 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 5800 4800 3800 2800 1800 800 Línea base sin ajustar Línea base ajustada Línea base sin ajustar Línea base ajustada Pesimista Optimista Pesimista Optimista Figura 5-4. Costos de inversión considerados para los paneles solares fotovoltaicos y para la generación solar térmica (CSP) 5 En el gráfico de los costos de inversión considerados para la geotermia no se muestra la curva de costos pesimista pues ésta queda por debajo de la línea base ajustada a la realidad nacional www.centroenergia.cl Informe Final Página 20 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Dado que en el caso de energía solar CSP aún no existen proyectos presentados para su evaluación de impacto ambiental, el ajuste para el año 2011 se hace en base a los costos de inversión contenidos en el informe realizado por Suntrace6 para el caso Chileno. 5.2 Costos variables de operación para las ERNC En el presente estudio se asumen costos variables de operación igual a cero para todas las tecnologías ERNC[6].En cuanto a los costos por mantenimiento y operación, bajo el entendimiento de que estos obedecen a programas previamente definidos, se los asoció a los costos de inversión de cada tecnología (ver sección 5.3). Para el caso particular de la energía eólica, sin embargo, se reconoce que su naturaleza intermitente requiere de apoyo de reserva de generación, lo que implica costos adicionales de operación del sistema con el fin de garantizar la seguridad de suministro7. En los ejercicios de planificación de largo plazo, como el que se desarrolla en este estudio, el análisis es realizado desde un punto de vista más energético, es decir, enfocado a garantizar la suficiencia del sistema. Condiciones de seguridad, como la comentada en el párrafo anterior, requieren de un análisis más detallado en la escala temporal, entiéndase días y horas, lo que implica complementar la planificación de largo plazo con ejercicios tipo predespacho (unit commitment) y despacho, para poder cuantificar de manera más adecuada el requerimiento de reserva para diferentes escenarios de penetración de energía eólica. Por otro lado, si no se concibe un mecanismo en la planificación que cuantifique el efecto de seguridad por penetración de fuentes de energía intermitentes se corre el riesgo de que la composición del parque obtenida no obedezca a condiciones de operación que garanticen seguridad de suministro. Dado lo anterior, para este estudio se considera aumentar el costo variable de la generación eólica de tal manera que refleje los costos de operación de reserva en generación que implica un determinado nivel de penetración de esta tecnología. La estimación de este incremento de costo se recoge de la experiencia internacional [16][17]. En especial, en [16] se toman costos estimados por diferentes estudios que han valorizado el costo adicional de reserva por MWh producido para diferentes niveles de penetración de ERNC como 6 Datos facilitados por la contraparte al equipo consultor 7 Para el caso de tecnologías solares (solar fotovoltaica y CSP), se considera que el recurso solar es bastante “estable” en el norte, no llevando a mayores dificultades en la operación del sistema. Adicionalmente, para el caso particular de las tecnologías CSP, el presente proyecto asume una capacidad de almacenamiento de 6 horas. www.centroenergia.cl Informe Final Página 21 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING se muestra en la figura 5.5. Se observa que la mayoría de los costos se acotan a un máximo de 3£/MWh (5 USD/MWh) y se presentan otros con costos superiores a este que incluso llegan a alcanzar las 3£/MWh (13 USD/MWh). En[17] se estima que los costos adicionales por reserva alcanzan un valor de 6 a 8 £/MWh (10 a 13 USD/MWh). Estas estimaciones en su mayoría están circunscritas a penetración eólica en parques térmicos, lo que puede ser extrapolable a la realidad del SING. Como conclusión, y considerando que la mayoría de las estimaciones tiende hacia los 5 USD/MWh se estima conservador trabajar con 6 USD/MWh como costo adicional imputable a la generación eólica por efectos de seguridad y su consecuente necesidad de reserva en el sistema. Figura 5-5. Costo adicional de reservas Finalmente es importante notar que se considerarán escenarios de expansión que apliquen costo variable para la generación eólica de 6 USD/MWh y su correspondiente escenario alternativo con costo variable nulo. www.centroenergia.cl Página Informe Final 22 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 5.3 Costos de operación y mantención para las ERNC En cuanto a los costos de operación y mantención (O&M)considerados para las tecnologías ERNC, se usa la información provista por las mismas fuentes consideradas para estimar los costos de inversión8. Las siguientes figuras muestran los costos de operación y mantención de las tecnologías ERNC al año 2030. Al igual que para los costos de inversión, dado que sólo se cuenta con información de precios actuales y valores esperados a los años 2020 y 2030, la proyección se completa mediante una interpolación lineal. Costos de O&M - eólica on shore Costos de O&M - geotermia 70 50 AIE 40 DZLR 30 IPCC (bajo) 20 USD/kW año USD/kw año 60 IPCC (alto) 10 0 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 GEA IPCC (bajo) IPCC (alto) Figura 5-6. Costos de operación y mantención para turbinas eólicas onshore y para geotermia Costos de O&M - solar CSP 80 70 60 50 40 30 20 10 0 AIE DZLR IPCC (bajo) IPCC (alto) USD/kW año USD/kw año Costos de O&M - solar fotovoltaica 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Figura 5-7. Costos de operación y mantención para las tecnologías ERNC 8 Salvo la fuente N°3 (Bloomberg) que no entrega ningún tipo de información al respecto www.centroenergia.cl AIE DZLR IPCC (bajo) IPCC (alto) Página Informe Final 23 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Los costos de O&M considerados en el estudio se calculan como el promedio de las proyecciones mostradas anteriormente. La siguiente figura muestra las proyecciones obtenidas para los costos de O&M de las tecnologías ERNC al año 2030. Costos de O&M [USD/kW año] 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Eólica onshore Solar CSP Solar Fotovoltaica Geotermia Figura 5-8. Costos de operación y mantención para las diferentes tecnologías Los costos O&M se suman a los costos de inversión de cada tecnología asumiendo una tasa de interés de un 10% y una vida útil para cada tecnología dada por[6]: Turbinas eólicas onshore Paneles solares fotovoltaicos Generación solar térmica (CSP) Geotermia : 20 años : 20 años : 25 años : 30 años La siguiente figura muestra la proyección de los costos de O&M para cada tecnología expresados como costos de inversión (USD/kW). www.centroenergia.cl Página Informe Final 24 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Costos de O&M expresados como inversión 1600 1400 USD/kW 1200 1000 Eólica on shore 800 Solar CSP 600 Solar Fotovoltaica 400 Geotermia 200 0 Figura 5-9. Costos de operación y mantención expresados como inversión Las siguientes figuras muestran los costos de inversión de las ERNC considerados en el estudio incluyendo los costos de operación y mantención para cada tecnología al año 2030. www.centroenergia.cl Página Informe Final 25 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Geotermia SD/kW] Eólica on shore [USD/kW] 6000 3000 5000 2500 4000 3000 2000 2000 1500 1000 0 1000 Base Pesimista Base Optimista Pesimista Optimista Figura 5-10. Costos de inversión (incluidos O&M) para turbinas eólicas onshore y para geotermia Solar Fotovoltaica USD/kW] 7000 Solar CSP [USD/kW] 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Base Pesimista Optimista Base Pesimista Optimista Figura 5-11. Costos de inversión (incluidos O&M) para paneles solares fotovoltaicos y para generación solar térmica (CSP) www.centroenergia.cl Página Informe Final 26 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 5.4 Costos de inversión de tecnologías de generación convencionales 5.4.1 Proyecciones de costos de inversión de tecnologías convencionales Las proyecciones de costos de inversión de centrales convencionales en el horizonte en estudio consideran las siguientes fuentes de información: 1. “Energy Technology Perspectives 2010, Scenarios & Strategies to 2050”, Agencia Internacional de Energía (IEA), 2010. 2. “Projected Costs of generating electricity”, Agencia de Energía Nuclear (NEA) y Agencia Internacional de Energía (IEA), 2010. Es importante mencionar que para el caso de las tecnologías en base a diesel y fuel-oil N°6las fuentes consideradas no entregan datos de costos de inversión. Las tecnologías se consideran lo suficientemente maduras para no presentar mayores cambios en sus costos de inversión durante los próximos años con respecto a los valores actuales. Las siguientes 2 figuras muestran las proyecciones de costos de inversión de las tecnologías en base a gas natural y carbón hasta el año 2030 de acuerdo a las fuentes señaladas anteriormente. Costos de inversión - Gas natural [USD/kW] Costos de inversión - Carbón [USD/kW] 3000 1200 2500 1000 2000 800 1500 600 1000 400 500 200 0 0 AIE NEA/AIE -bajo NEA/AIE -alto AIE NEA/AIE -bajo NEA/AIE -alto Figura 5-12. Costos de inversión para tecnologías de generación en base a carbón y gas natural Para el caso del carbón y gas natural, los costos de inversión a utilizar en el modelo se basan en el promedio de las proyecciones ajustado a la realidad nacional. Para las tecnologías en base a diesel y fuel-oil N°6, dado que no existen proyecciones de costos de inversión, se usarán directamente datos obtenidos mediante el SEIA o la Comisión Nacional de Energía (CNE) dependiendo de la consistencia de la información. www.centroenergia.cl Página Informe Final 27 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 5.4.2 Proyectos de generación convencional en Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) Las siguientes tablas presentan los proyectos que se encuentran en la Evaluación de Impacto Ambiental en el SEIA [3] con sus respectivos costos de inversión (Datos hasta el 23 de Junio del 2011). Tabla 5-4. Proyectos en base a gas natural en el SEIA GAS NATURAL Nombre proyecto en base a carbón Central Termoeléctrica CC Mejillones CTM3 Termoeléctrica CC Tocopilla Termoeléctrica CC Coloso Central Térmica Atacama Promedio Potencia [MW] 243 390 390 740 Inversión Costo de Inversión [MMUS$] (USD/kW] 150 617,3 125 320,5 150 384,6 300 405,4 432,0 Tabla 5-5. Proyectos carboneros en el SEIA CARBON Nombre proyecto en base a carbón Potencia [MW] Inversión [MMUS$] Central Patache 110 150 Infraestructura Energética Mejillones 750 1500 Central Termoeléctrica Cochrane 560 1100 Central Kelar 500 800 Central termoeléctrica Angamos 600 1000 Central Térmica Andino 400 450 Termoeléctrica Pacífico 350 750 Central Patache II 110 110 Central Termoeléctrica Mejillones Unidad 2 160 200 Central Térmoeléctrica Nueva Tocopilla Unidad 2 32,4 13,5 Central Termoeléctrica Nueva Tocopilla 132,4 180 Central Termoeléctrica Mejillones 150 180 Promedio www.centroenergia.cl Costo de Inversión (USD/kW] 1363,6 2000,0 1964,3 1600,0 1666,7 1125,0 2142,9 1000,0 1250,0 416,7 1359,5 1200,0 1424,1 Página Informe Final 28 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 5-6. Proyectos en base a diesel en el SEIA DIESEL Potencia Nombre proyecto en base a carbón [MW] Unidades de Generación Eléctrica 10 Proyecto Generación Eléctrica de Respaldo Minas el Peñón y Fortuna 7,8 Central Termoeléctrica Salar 85 Grupos Electrógenos Resplado Minera Michilla 3,8 Grupos de Generación Eléctrica 9 Promedio Inversión Costo de Inversión [MMUS$] (USD/kW] 7,6 760,0 4 512,8 65 764,7 2,834 745,8 8 888,9 734,4 Tabla 5-7. Proyectos en base a Fuel-Oil N° 6 en el SEIA Fuel-Oil N° 6 Potencia Nombre proyecto en base a carbón [MW] Planta de Cogeneración de Energía Eléctrica, Sector Ujina 44 Central Capricornio 31 Central Barriles 0,103 CT Parinacota 38 Central termoeléctrica Angamos 600 Promedio 5.4.3 Inversión Costo de Inversión [MMUS$] (USD/kW] 117 2659,1 45 1451,6 0,1 970,9 40 1052,6 1000 1666,7 1560,2 Proyecciones de costos de generación convencional ajustadas a la realidad nacional Tal como se dijo anteriormente, para la proyección de los costos de inversión de tecnologías de generación en base a carbón y gas natural se usa el promedio de las proyecciones ajustado a la realidad nacional mientras que para las tecnologías en base a diesel y fuel-oil se usan directamente datos obtenidos mediante el SEIA o la CNE. La Tabla 5-8presenta los costos de inversión asociados a las tecnologías de generación convencional indicados en el último Informe de Precio de Nudo de Abril del 2011[4]. www.centroenergia.cl Página Informe Final 29 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 5-8. Costos de inversión asociados a las tecnologías de generación convencional Tecnología Carbón Costo de inversión USD/kW 2350 Diesel 500 Gas Natural 750 Dela tabla anterior se observa que los costos de inversión del Precio de Nudo difieren fuertemente con el costo de inversión promedio obtenido a partir de los informes de Evaluación de Impacto Ambiental. Debido a lo anterior, y considerando el grado de incertidumbre asociado a los datos de inversión contenidos en los informes entregados al SEIA, para el ajuste a la realidad nacional se utilizan los costos indicados en el Informe de Precio de Nudo (Tabla 5-8).La siguiente figura muestra las proyecciones de costos de inversión para las tecnologías convencionales hasta el año 2030. Costos de inversión [USD/kW] 2500 2000 1500 1000 500 0 Carbón Gas Natural Diesel Fuel-Oil N°6 Figura 5-13. Costos de inversión de tecnologías convencionales ajustados a la realidad nacional www.centroenergia.cl Página Informe Final 30 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 5.5 Costos variables de tecnologías de generación convencionales 5.5.1 Costo de combustibles Para determinar los precios de combustibles se consideraron las siguientes fuentes: 1. “Energy Technology Perspectives 2010, Scenarios & Strategies to 2050”, Agencia Internacional de Energía (IEA), 2010. 2. “Fijación de Precios de Nudo Abril de 2011 Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)”, Informe definitivo, Abril 2011, CNE. Las siguientes figuras muestran las proyecciones para los costos de combustible hasta el año 2030 de acuerdo a las fuentes señaladas anteriormente. Es importante destacar que para el caso del gas natural licuado (GNL), el costo mostrado contiene incrementos asociados al transporte y regasificación del combustible. Precio del carbón [USD/Ton] Precio del petroleo [US$/bbl] 200 200 150 150 100 100 50 50 0 0 CNE CNE AIE Figura 5-14. Proyección de precios de petróleo crudo y carbón www.centroenergia.cl AIE Informe Final Página 31 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Precio del Gas Natural [US$/MMBtu] 20 15 10 5 0 CNE AIE Figura 5-15. Proyección de precios del gas natural 5.5.2 Determinación de costos variables Los costos variables (combustibles) de operación para las tecnologías de generación convencional utilizados en el presente estudio se basan en las proyecciones de los costos de combustibles mediante la utilización de los factores de crecimiento asociados a cada combustible. En base a dichos factores de crecimiento, y considerando los costos variables combustibles indicados por el CDEC-SING para cada tecnología[5], se determinan las proyecciones de los costos variables de operación hasta el año 2030. La Tabla 5-9muestra los costos variables promedios del SING según el tipo de combustible. Los valores se calculan como el promedio del valor informado para el costo variable combustible por cada unidad del SING agrupándolas centrales según el tipo de combustible utilizado9. 9 Sin considerar la central Salta en Argentina para el caso del gas. www.centroenergia.cl Página Informe Final 32 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 5-9. Costo variable combustible promedio Costo variable combustible promedio [US$/MWh] Carbón 52,08 Diesel 277,30 Fuel Oil Nro. 6 184,93 Gas Natural 97,41 La siguiente figura muestra los costos variables de operación para cada tecnología convencional. USD/MWh Costos variables de operación 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Carbón Diesel Fuel Oil Nro 6 Gas Natural Figura 5-16. Proyección de costos variables de operación www.centroenergia.cl Informe Final Página 33 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 6. Escenarios futuros de desarrollo de ERNC Los escenarios a analizar en el año 2030 involucran distintos niveles de penetración de energías renovables no convencionales (ERNC) en la matriz energética del SING. Se incluye un total de 124 escenarios a analizar (combinaciones entre escenarios de desarrollo y escenarios de evaluación). 6.1 Escenarios de desarrollo En cuanto a escenarios de desarrollo de las ERNC, en primer lugar se considera el Escenario base para el cual se realiza un ejercicio de planificación de generación y transmisión (Tx y Gx) hasta el año 2030 obteniéndose una propuesta de expansión. El ejercicio de planificación se realiza considerando un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin considerar externalidades) incluyendo el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología de ERNC. Este ejercicio de planificación a mínimo costo define el nivel de penetración de ERNC óptimo en el caso de la línea base. Adicionalmente al escenario base, se estudian otros escenarios de desarrollo reflejando la expansión de la oferta eléctrica en base a ERNC. De especial interés se consideran escenarios de desarrollo de ERNC anunciados por el gobierno que busquen promover, mediante diferentes medidas públicas, la participación de las ERNC en la matriz energética nacional. En este contexto, dos son los escenarios considerados. Primero se encuentra el Escenario 20-20, que según diversos anuncios del gobierno buscaría alcanzar un 20% de generación eléctrica nacional en base a energías renovables no convencionales en el año 2020. En el presente trabajo este escenario se denomina Escenario 20-20 energía (ver Figura 6-1). Otro escenario considerado en esta línea es el Escenario Ley 20.257. Según la Ley 20.257 cada empresa generadora deberá acreditar que un porcentaje de su generación es producido por medios de generación renovable no convencional, ya sea por medios propios, contratados, o mediante convenios de traspaso de excedentes10. Esta obligación es de manera gradual según el siguiente esquema: el porcentaje será de un 5% para los años 2010 a 2014, aumentándose en un 0,5% anual a partir del año 10 La obligación contemplada en el artículo 150° bis que esta ley incorpora a la Ley General de Servicios Eléctricos, rige a contar del 1 de enero del año 2010, y se aplica a todos los retiros de energía para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza. www.centroenergia.cl Página Informe Final 34 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 2015, hasta alcanzar el año 2024 el 10% previsto en la Ley. Lo anterior, se muestra en la Figura 6-2. Figura 6-1. Meta energética 20-20 2025 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 2010 Porcentaje [%] Porcentaje de ERNC según Ley 20.257 Año Figura 6-2. Ley 20.257 de ERNC Dada la alta incertidumbre asociada al precio del gas natural en el norte del país, otro escenario de desarrollo considerado es el escenario denominado Escenario B de gas natural asociado al costo del combustible. En este escenario, el costo mostrado contiene incrementos asociados a transporte y regasificación del combustible dados por 9 USD/MMBtu hasta el año 2012 y 1 USD/MMBtu en adelante. Lo anterior seguiría la lógica que los altos costos actuales del gas www.centroenergia.cl Página Informe Final 35 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING natural en el norte deberían disminuir una vez que la inversión del terminal de Mejillones sea pagada en el año 2012. Las siguientes figuras muestran las proyecciones de precios utilizadas en este escenario considerando los costos de transporte y regasificación mencionados. Precio del Gas Natural [US$/MMBtu] 20 15 10 5 0 CNE AIE Figura 6-3. Proyección de precios del gas natural USD/MWh Costos variables de operación 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 Carbón Diesel Fuel Oil Nro 6 Gas Natural Carbón Diesel Fuel Oil Nro 6 Gas Natural Figura 6-4. Proyección de costos variables de operación en Escenario B de gas natural Otro escenario de desarrollo de ERNC considerado es el escenario denominado Escenario combustibles constantes en el cual se considera el precio de los combustibles fósiles para todo www.centroenergia.cl Informe Final Página 36 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING el periodo de estudio igual a su valor actual (siguiendo los costos de la línea base). Así, este escenario considera los costos de combustible mostrados en la siguiente figura. Figura 6-5. Proyección de costos variables de operación en Escenario combustibles constantes El último escenario de desarrollo considerado en el presente estudio es el Escenario pesimista en el cual se asume que el parque generador del SING se desarrolla siguiendo las líneas existentes, es decir, no incluyendo la conexión de ERNC de ningún tipo. De esta forma este escenario se caracteriza por una matriz energética al año 2030 puramente térmica donde se asume que los incentivos necesarios para una incorporación de ERNC no son suficientes. En resumen, el total de escenarios de desarrollo a analizar en el presente estudio son: Escenario base Escenario combustibles constantes Escenario B de gas natural Escenario 20-20 energía Escenario ley 20.257 Escenario pesimista (sin ERNC) Tal como se indicó en la Sección 5, debido al alto nivel de incertidumbre asociado a los costos de inversión de las ERNC, y más aún considerando la importancia de estos costos en el proceso de www.centroenergia.cl Informe Final Página 37 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING incorporación de ERNC en un mercado competitivo como el chileno, se consideran diferentes escenarios de evolución de los costos de inversión de las ERNC11. Costos de inversión ERNC línea base Costos de inversión ERNC pesimista Costos de inversión ERNC optimistas Debido a esto, cada uno de los 4 escenarios de desarrollo definidos anteriormente se evalúan para 3 escenarios de costos de inversión de ERNC dando así, un total de 12 escenarios de desarrollo. Adicionalmente, cada uno de los 12 escenarios de desarrollo se analiza para 2 valores de costos de operación de las centrales eólicas: costos de operación de 0 USD/MWh y 6 USD/MWh. 6.2 Escenarios de evaluación Para cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro de los diversos escenarios de desarrollo de ERNC se analizan, para cada plan de expansión, los llamados escenarios de evaluación durante un período de 1 año. Los escenarios de evaluación representan situaciones críticas (desde el punto de vista eficiencia y seguridad de suministro) para los diferentes planes de expansión Tx y Gx. De común acuerdo con la contraparte se ha decidido evaluar los siguientes escenarios de evaluación: 1. Statu Quo: se evalúa el parque proyectado sin perturbaciones en la operación 2. Shock de precios: Este escenario dimensiona el efecto que tendría en la operación del sistema un aumento súbito en los precios de los combustibles fósiles producto de una crisis en el exterior. La estimación del alza en los precios de los combustibles se realiza en base a un análisis de los últimos años utilizando información obtenida a través del Fondo monetario 11 Salvo para el escenario pesimista donde no se consideran ERNC. www.centroenergia.cl Página Informe Final 38 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING internacional [18]12. La siguiente Tabla resume la información utilizada en este escenario de evaluación: Tabla 6-10. Escenario de evaluación Shock de precios Combustible Promedio Febrero-Diciembre 2007 Julio 2008 Aumento porcentual Carbón US$/ton 71.8 192.9 Gas natural US$/1000m3 252.6 399.2 Petróleo US$/Barril 74.4 133.9 168 58 80 3. Desastre natural: este escenario involucra el surgimiento de algún desastre natural como tsunami o terremoto en el sector de Mejillones llevando a que las centrales convencionales ahí ubicadas dejen de operar. 4. Seguridad N-1: este escenario conlleva la salida intempestiva de uno de los circuitos de la línea Atacama-Encuentro 220 kV perteneciente al troncal. La Figura 6.6 resume el total de escenarios a analizar en el proyecto (24 escenarios de desarrollo cada uno de ellos evaluados con 4 escenarios de evaluación). 12 Se estudian los precios del carbón, gas natural y del petróleo entre febrero del 2007 y abril del 2009. Este periodo resulta interesante de analizar debido a que hasta diciembre del 2007 los precios de los combustibles no presentan variaciones bruscas. Sin embargo, desde enero del 2008 comienzan a mostrar un alza considerable, llegando a valores máximos durante el mes de julio. Posteriormente, los precios decrecen hasta llegar a valores similares a los del año 2007, desde abril del 2009. www.centroenergia.cl Página Informe Final 39 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Escenarios de desarrollo Línea base - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario 20-20 energía - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario B de gas natural - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario combustibles constantes - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario Ley 20.257 - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario Pesimista Statu Quo Escenarios de evaluación Shock de Desastre precios natural Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista --Figura 6-6.Matriz de escenarios a analizar (de desarrollo y evaluación) www.centroenergia.cl Seguridad N-1 Informe Final Página 40 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING www.centroenergia.cl Informe Final Página 41 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 7. Ejercicio de planificación Para el ejercicio de planificación se han realizado diversos supuestos de forma tal de simplificar la modelación del problema y al mismo tiempo analizar escenarios plausibles de expansión de ERNC en el SING hasta el año 2030. Los supuestos se realizan de forma tal de asegurar la credibilidad de los resultados obtenidos. 7.1 Sistema de transmisión considerado En el presente estudio el sistema de transmisión a considerar para el SING incluye el Sistema de Transmisión Troncal (STT) más algunas líneas adicionales relevantes para el análisis13. El STT considerado se basa en los resultados presentados en el “Informe de Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SING” publicado por el CDEC-SING. Dicho informe (basado a su vez en información de la Comisión Nacional de Energía - CNE)14 ha calificado como sistema de transmisión troncal del SING a las siguientes instalaciones existentes [2]: 1. Línea Tarapacá – Lagunas 2x220 kV y sus equipos terminales en las subestaciones Tarapacá y Lagunas. 2. Línea Lagunas – Crucero15 2x220 kV y sus equipos terminales en las subestaciones Lagunas y Crucero. 3. Línea Crucero – Encuentro16 2x220 kV y sus equipos terminales en las subestaciones Crucero y Encuentro. 4. Línea Atacama – Encuentro 2x220 kV y sus equipos terminales en las subestaciones Atacama y Encuentro. 13 La interconexión SIC-SING no fue analizada en las simulaciones realizadas. 14 Informe Técnico para la determinación del valor anual y expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal, Cuadrienio 2011 – 2014. 15 Esta línea no forma parte del STT, sin embargo se la incorpora para dar la necesaria continuidad que debe existir entre todas las instalaciones que en definitiva forman parte del STT del SING 16 Esta línea no forma parte del STT, sin embargo se la incorpora para dar la necesaria continuidad que debe existir entre todas las instalaciones que en definitiva forman parte del STT del SING www.centroenergia.cl Página Informe Final 42 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING La siguiente figura muestra el STT (izquierda) así como el sistema de transmisión definitivo a considerar en el estudio (incluyendo líneas adicionales relevantes para el análisis). Sistema considerado Pozo Almonte Tarapacá Lagunas Pozo Almonte Tarapacá Collahuasi Crucero Crucero Encuentro Encuentro Laberinto Atacama Mejillones Antofagasta Lagunas Collahuasi Atacama Mejillones Antofagasta Domeyko Escondida STT del SING (rojo) Domeyko Escondida Sistema de transmisión a considerar (rojo) Figura 7-1. Sistema de transmisión a considerar www.centroenergia.cl Página Informe Final 43 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING La Tabla 7-1 resume la información del sistema de transmisión utilizada en el presente estudio. Tabla 7-1. Parámetros de las líneas del SING modeladas Línea Tarapacá Lagunas 220kV Línea Lagunas Collahuasi 220kV Línea Crucero Lagunas 220kV Línea Crucero Encuentro 220kV Línea Encuentro Collahuasi 220kV Línea Q Blanca Collahuasi 220kV Línea Atacama Encuentro 220kV Línea Atacama Escondida 220kV Línea Crucero Laberinto 220kV Línea Crucero Chacaya 220kV Línea Encuentro El Cobre 220kV Línea El Cobre Chacaya 220kV Línea Chacaya Laberinto 220kV Línea Chacaya Escondida 220kV Línea Laberinto Escondida 220kV LíneaLagunasPozoAlmonte220kV Circuitos Capacidad [MVA] X [] 2 2 2 2 1 1 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 183 120 183 366 109 90 386 256 330 960 1000 1000 290 183 330 183 22.4 47.2 69.6 0.772 80.4 9.72 45.9 82 53.2 62.32 30.75 30.75 20.5 20.5 20.5 29.16 Cabe mencionar que la implementación de la red de transmisión corresponde a un modelo transporte, con una aplicación simplificada del criterio N-1. La característica altamente radial del sistema de transmisión permite reducir el cálculo de flujos de potencia al transporte directo de inyecciones entre los extremos de una línea. Las pérdidas de transmisión se incluyen como un incremento medio de 3% en los puntos de retiro del sistema. 7.2 Limitación de los puntos de inyección de centrales convencionales Respecto de los puntos de inyección de las centrales convencionales, para el caso de los proyectos de generación en base a carbón se consideró que su desarrollo está supeditado a la disponibilidad de agua para el proceso de enfriamiento, por lo cual se asume que su desarrollo se lleva a cabo en SS/EE cercanas a la costa. En este sentido, las SS/EE escogidas para el desarrollo de proyectos en base a carbón son: www.centroenergia.cl Informe Final Página 44 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Atacama 220kV Chacaya 220 kV Tarapacá 220 kV Para el caso de los proyectos de generación en base a diesel o fuel-oil se consideró que este tipo de proyectos pueden ser llevados a cabo en cualquier parte del sistema. En cuanto a las centrales de ciclo combinado, se consideró que los nuevos proyectos en base a gas natural licuado pueden realizarse en aquellas subestaciones en las cuales ya existen proyectos de este tipo. De esta forma, las SS/EE consideradas para proyectos en base a GNL son: 7.3 Chacaya 220 kV (CT Mejillones) Crucero 220 kV (CT Tocopilla) Atacama 220 kV (CT Atacama) Limitación de los puntos de inyección de tecnologías de ERNC En cuanto a los emplazamientos para la instalación de proyectos de generación de ERNC en el problema de planificación, se consideran sólo aquellos lugares con un alto potencial del recurso y condiciones de desarrollo favorables (sectores cercanos a la red, existencia de caminos, lejos de centros urbanos y zonas protegidas, etc.). 7.3.1 Energía eólica Para el caso eólico, los emplazamientos así como su potencial asociado para 4 meses representativos del año, se obtienen en base a información entregada por el Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile cuyos resultados se obtienen a partir del software MAE17.Las zonas obtenidas para el desarrollo de energía eólica (coincidentes con zonas de reserva determinadas por el Ministerio de Bienes Nacionales [11]) son: 17 El MAE es un software desarrollado por UNTEC para la GIZ en el marco del proyecto “Expansión óptima de las ERNC en los Sistemas Eléctricos Interconectados”. El MAE está destinado a determinar cuáles son los sitios que reúnen condiciones favorables para el desarrollo de proyectos de ERNC sobre las zonas cubiertas por los Sistemas Eléctricos Interconectados del Norte Grande y Central. Las exploraciones realizadas con el MAE son llevadas a cabo en base al tratamiento computacional de un conjunto de factores geográficos relevantes, los cuales son analizados en consideración de diversos criterios específicos www.centroenergia.cl Informe Final Página 45 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 1. 2. 3. 4. Calama oriente Calama poniente Sierra Gorda Taltal La figura 7-2 muestra en forma aproximada la localización de estas zonas en el SING. Zona de desarrollo eólico según MAE Tarapacá Lagunas Calama Oriente Crucero Calama Poniente Sierra Gorda Laberinto Atacama Mejillones Antofagasta Taltal Escondida Figura 7-2. Zonas para desarrollos de generación eólica En base a la ubicación geográfica de cada uno de los emplazamientos se determina la barra de conexión al sistema de forma tal de minimizar la distancia a la red (y por ende los costos de conexión). De esta forma se tiene que: www.centroenergia.cl Informe Final Página 46 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 1. Calama poniente Crucero 220kV (conexión vía Calama110 kV) 2. Sierra Gorda Encuentro 220kV(conexión vía El Tesoro 220 kV) Para el caso de las zonas en Taltal y Calama Oriente, las distancias al punto de conexión más cercano en la red vienen dadas por: 1. Taltal - Escondida 220 kV120 km 2. Calama Oriente - El Abra 220 kV 25 km Dado que las distancias involucradas en este caso son bastante significativas, para ambos proyectos se consideran 2 barras adicionales: Calama 220 kV y Taltal 220 kV (ver Figura 7-3 más adelante). De esta forma es posible incluir los costos de conexión de los parques eólicos asociados a ambas zonas (lo anterior implica que la realización de un parque en una de estas zonas implica a su vez una expansión en transmisión – línea de conexión). Dependiendo de la curva de la velocidad del viento en cada zona en función de la altura, se determina la turbina eólica “óptima” a instalar en cada sector (Vestas V-90 de 2 MW o Gamesa de 0,850 MW). Los resultados obtenidos para cada zona se muestran en la tabla a continuación. El criterio de selección utilizado es la maximización de la producción total de energía de la zona. Tabla 7-2. Turbinas eólicas consideradas en cada emplazamiento Sector Turbina Calama oriente Vestas Calama poniente Vestas Sierra Gorda Gamesa Taltal Vestas El potencial total de cada una de las zonas18 suma un total de 35.828 MW. El detalle del potencial eólico (potencia posible de instalar) así como los factores de planta promedio de cada zona se muestran en la tabla a continuación. 18 Considerando 7 Hectáreas por MW instalado. www.centroenergia.cl Página Informe Final 47 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 7-3. Potencial eólico aproximado por sector Sector Barra Área [Hectáreas] Potencial aproximado [MW] Factor de planta promedio Calama poniente Crucero 220kV 8698 1240 0.35 Sierra Gorda Encuentro 220kV 2720 330 0.38 Taltal Taltal 220kV 220996 31570 0.40 Calama oriente Calama 220 kV 18812 2688 0.40 7.3.2 Energía solar Para determinar las zonas más adecuadas para la instalación de proyectos de ERNC en base a energía solar se consideraron los siguientes factores: 1. 2. 3. 4. 5. Lejos de la costa (efecto camanchaca) Cerca de centros de consumo Cerca de centros mineros Cerca de líneas de transmisión En zonas que no se vean fuertemente afectadas por el invierno boliviano En base a los criterios anteriores, los sectores seleccionados por el consultor para proyectos en base a energía solar se traducen a los siguientes puntos de conexión: 1. 2. 3. 4. Lagunas 220 kV Crucero 220 kV Encuentro 220 kV Pozo Almonte 220 kV Asumiendo uniformidad del recurso solar en el norte de Chile, para determinar el potencial energético asociado a cada emplazamiento para la instalación de este tipo de proyectos se utilizan las mediciones realizadas por el Ministerio de Energía en la estación Crucero. La siguiente figura muestra el factor de planta promedio -por bloque- asociado a las zonas de desarrollo solar consideradas. www.centroenergia.cl Informe Final Página 48 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 7-3. Factores de planta de generación solar 7.3.3 Energía geotérmica Para el caso de energía geotérmica, dados los niveles de costos actuales (especialmente aquellos asociados a la exploración), el alto riesgo asociado a su exploración más las diferentes barreras de entradas existentes actualmente en Chile (falta de profesionales capacitados en el tema, escasez de equipos de perforación, entre otros) es posible afirmar que, a pesar de los grandes recursos existentes en nuestro país, probablemente su desarrollo futuro (en el mediano plazo al menos)se vea fuertemente limitado. De ahí que en el presente estudio el desarrollo de centrales geotérmicas se incorpore al modelo de acuerdo a: Opinión de expertos (en cuanto a proyectos factibles y año de entrada en operación) Concesiones existentes Proyectos en el servicio de Evaluación de Impacto ambiental19. 19 Estos 3 puntos permiten hacer supuestos con respecto a la barra de conexión y los MW posibles se ser instalados en determinada fecha. www.centroenergia.cl Página Informe Final 49 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Dentro de los proyectos considerados se incluyen los mostrados en la siguiente tabla. Tabla 7-4. Proyectos geotérmicos a considerar Nombre de la central Posible año de puesta en servicio MW Apacheta M1 2014 40 Apacheta M2 2018 40 Puchuldiza M1, Irruputuncu 2020 40, 40 Puchuldiza M2, Pampa Lirima M1 2024 40, 40 Pampa Lirima M2, Polloquere M1 2026 40, 40 Puchuldiza M3, Polloquere M2 2028 40, 40 TOTAL 400 Considerando la información contenida en la tabla anterior, se asume un potencial total de energía geotérmica utilizable de aquí al 2030 de 400 MW con un factor de planta de 85%. En base a la ubicación geográfica de los proyectos geotérmicos considerados, se define una barra en el sistema que sirva como punto de conexión para posibles proyectos geotérmicos (Geotermia 220kV). La Figura 7-4 muestra las 3 nuevas barras consideradas para permitir el desarrollo de generación eólica y geotérmica. www.centroenergia.cl Informe Final Página 50 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 7-4. Barras adicionales consideradas para desarrollos de generación eólica y geotérmica 7.4 7.4.1 Planificación óptima del SING Descripción del modelo A partir de la información recopilada, procesada, y descrita en las secciones precedentes se realiza la planificación de los distintos escenarios a analizar conformados por una base de 96 escenarios (combinaciones entre escenarios de desarrollo y escenarios de evaluación a futuro). El proceso de cálculo se realiza de manera extensiva para cada uno de los escenarios. De esta forma para cada escenario (caracterizado por condiciones específicas de costos de combustibles, ley de ERNC, costos de inversión de ERNC, además de consideraciones respecto de la demanda, se determina de manera óptima el futuro desarrollo del SING, tanto de su www.centroenergia.cl Informe Final Página 51 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING parque generador como de su red de transmisión. La optimización se lleva a cabo a fin de minimizar los costos de inversión y operación del sistema desde el punto de vista de un planificador centralizado. Concretamente se minimiza el valor neto actualizado de los costos de inversión y operación en generación, más los costos de inversión en transmisión para todo el periodo de estudio. El objetivo del modelo de optimización es determinar el conjunto de obras a realizar en el sistema-en el horizonte de tiempo de interés- de forma tal de permitir el abastecimiento de la demanda del sistema eléctrico en las distintas barras del sistema a mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico, respetando en forma simplificada los criterios de seguridad y confiabilidad en transmisión establecidos en la normativa chilena. La variedad de obras que se pueden realizar es amplia: construcción de nuevas líneas, construcción de nuevas subestaciones, refuerzos a líneas existentes, instalación de transformadores, puesta en servicio de nuevas unidades de generación, entre otros. El modelo determina: 1. Centrales generadoras que se deben instalar: tipo de central, tamaño, ubicación, fecha de puesta en servicio 2. Líneas de transmisión que deben ser ampliadas: tipo de línea y fecha de puesta en servicio Observación: 1. En virtud de los plazos de construcción de los nuevos proyectos de generación, en el proceso de optimización se considera que: Nuevas centrales carboneras pueden entrar en servicio a partir del año2013 Nuevos parques de generación eólicos pueden entrar en servicio a partir del año 2013 Nuevas centrales de ciclo combinado pueden entrar en servicio a partir del año2014 Centrales geotérmicas pueden entrar en servicio a partir del año2014 2. Para el proceso de optimización se asume una vida útil para las centrales convencionales dadas por: Centrales de ciclo combinado : 24 años Centrales a carbón : 24 años www.centroenergia.cl Página Informe Final 52 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 7.4.2 Planteamiento del problema de optimización Para realizar la planificación óptima del parque de generación para el periodo 2010-2030, se considera el problema de optimización que minimiza el valor actualizado neto de los costos de inversión y operación en generación, además de los costos de inversión en transmisión para todo el periodo. El planteamiento de la función objetivo es el siguiente. (1) Donde es el factor de actualización para el año k, considerando la tasa de retorno r de un 10%. Este factor se define como es la matriz de integración de las capacidades instaladas previa a cualquier año k y se define según la siguiente regla: Además, = Costo inversión anualizado para tecnología t en año p en la barra b = Costo variable para tecnología t en año k en la barra b = Costo de instalación anualizado de un circuito adicional en la línea l en el año = Número de horas en bloque h en año p Se consideran las variables: www.centroenergia.cl p’ Página Informe Final 53 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING = Capacidad adicional instalada para tecnología t en año p’ en la barra b. = Generación producida por tecnología t en bloque horario h en año p y en la barra b. = Número de circuitos adicionales instalados en la línea l para el año p’. Por otra parte, las restricciones asociadas al problema se plantean de la siguiente manera. Restricción de cumplimiento de la demanda por barra b: (2) La ecuación anterior resume el balance generación-demanda establecido para cada barra del sistema, el cual se satisface para cada bloque de cada año del período evaluado. Donde es la demanda del bloque h en el año p y en la barra b, corresponde a la matriz de incidencia de la línea l en barra b, el flujo de potencia por la línea l, en el bloque h para el año p. Restricción de generación de centrales (3) La ecuación anterior limita la generación de las distintas tecnologías a la capacidad total instalada hasta el año determinado p. Dicha restricción se incluye para todas los barras, en todos los bloques, de cada año. En este sentido, corresponde al factor de disponibilidad de generación en la barra b de la tecnología t para el año p en el bloque h. Restricción de transmisión www.centroenergia.cl Página Informe Final 54 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING (5) Donde corresponde a la capacidad por circuito de la línea l. Notar que esta restricción fuerza explícitamente la aplicación del Criterio N-1 para la operación del sistema. Restricción de operación por tecnología (6) La ecuación anterior limita la generación de las distintas tecnologías a su máxima de generación. Esta restricción difiere de la indicada en (3) pues (6) es utilizada para modelar situaciones en las cuales la disponibilidad del energético primario difiera de la capacidad instalada para la tecnología. Restricción de instalación de capacidad de instalación adicional (7) La ecuación anterior limita la instalación de capacidad de generación adicional para las distintas tecnologías, por barra, y período. Dicha restricción es incorporada al modelo de manera de forzar o prohibir la instalación de ciertas tecnologías en ciertas barras del sistema. Restricción de instalación de capacidad de transmisión (8) La ecuación anterior limita o fuerza la instalación de capacidad de circuitos adicionales en las líneas presentes del sistema. Notar que la variable corresponde a una variable de tipo entera, la cual ha sido relajada en este análisis. Restricción de ERNC de energía www.centroenergia.cl Página Informe Final 55 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING (9) La ecuación anterior fuerza la integración de medios ERNC en la matriz energética del SING. En este caso, es definido como una variable binaria que toma el valor 1 cuando la tecnología t es considerada como ERNC y 0 en caso contrario. Por su parte, el factor corresponde al porcentaje mínimo de energía exigido por la regulación que incentiva el uso de ERNC en la matriz energética. Restricción de ERNC de potencia (10) La ecuación anterior fuerza la integración de medios ERNC en la matriz energética del SING. En este caso, es definido como una variable binaria que toma el valor 1 cuando la tecnología t es considerada como ERNC y 0 en caso contrario. Por su parte, el factor corresponde al porcentaje mínimo de potencia exigido por la regulación que incentiva el uso de ERNC en la matriz energética. Según el planteamiento anterior, se desarrolló una herramienta computacional programada por el CE-FCFM que permite proyectar el mix de generación óptimo además de las instalaciones de transmisión necesarias para satisfacer la demanda. www.centroenergia.cl Informe Final Página 56 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING www.centroenergia.cl Informe Final Página 57 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8. Resultados escenarios de desarrollo En la presente sección se entregan parte de los resultados obtenidos para el problema de planificación Tx y Gx para todos los escenarios de desarrollo de ERNC (resultados adicionales se encuentran en el Anexo del informe). Como síntesis de resultados se presenta para todo el horizonte de planificación la evolución de la capacidad instalada en el sistema, la energía generada, las emisiones de CO2, la energía no suministrada y un costo marginal representativo. Tanto la capacidad instalada como la generación anual se resumen por tecnología. Las capacidades de generación y la demanda son introducidas al modelo de planificación directamente en valor esperado para cada bloque de carga y barra del sistema. De esta manera la energía producida y la energía no suministrada (ENS) constituyen una primera aproximación al valor esperado respectivo de cada año. Esto es extensivo a las emisiones de CO 2 y los costos marginales alcanzados en los despachos. El costo marginal representativo del año se construye como el promedio ponderado por monto de energía suministrada del costo marginal total obtenido en cada bloque de duración de carga y barra del sistema en cada año. El costo marginal total (o costo incremental) de suministro corresponde al valor dual de la restricción de abastecimiento de la demanda, en cada bloque y barra, e integra todos los costos involucrados: costo incremental de producción de energía (CMg_E), costo incremental de inversión en generación (CMg_Gx) y costo incremental de inversión en transmisión (CMg_Tx). El CMg_E siempre está presente en todos los bloques y barras, constituye más del 80% del costo marginal total en los ejercicios de planificación efectuada y corresponde al costo variable de producción de energía eléctrica de la planta generadora más cara necesaria para abastecer la demanda. Las componentes del costo incremental CMg_Gx y CMg_Tx sólo se manifiestan en aquellos bloques y barras de mayor demanda, debido a que para su abastecimiento se requiere de un aumento de capacidad de generación y/o ampliación en el tramo de transmisión involucrado. De esta manera, el costo marginal entregado, representativo del año, se asimila a un precio a cobrar a la demanda para cubrir todos los costos, inversión y operación, en un monómico marginalista equivalente que incluiría el pago por potencia y el peaje de transmisión respectivo. www.centroenergia.cl Informe Final Página 58 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING La nomenclatura utilizada en las figuras de capacidad instalada y energía es la siguiente: CInvERNC = 1 Costos de inversión base para las ERNC CInvERNC = 2 Costos de inversión pesimistas para las ERNC CInvERNC = 3 Costos de inversión optimistas para las ERNC www.centroenergia.cl Informe Final Página 59 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.1 Escenario base El escenario base representa un escenario en el cual la penetración de ERNC se fija de acuerdo a un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) hasta el año 2030, considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología. Este escenario supone una situación realista en cuanto al desarrollo de las ERNC asumiendo los costos de inversión de la línea base, es decir, el promedio de las diferentes proyecciones consideradas ajustado a la realidad nacional. 8.1.1 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh La siguiente figura muestra el costo marginal promedio del sistema para los 3 escenarios de costos de inversión de las ERNC a lo largo de todo el período de análisis. Figura 8-1. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario base Las siguientes figuras muestran la capacidad instalada de generación para el período entre el año 2011 y 2030 para los 3 escenarios de costos de las ERNC. El año 2011 corresponde a la capacidad instalada actual. www.centroenergia.cl Informe Final Página 60 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-2. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario base www.centroenergia.cl Página Informe Final 61 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING A modo comparativo, las Tablas8-1 y 8-2 muestran los valores exactos de la capacidad instalada de generación en los años 2020 y 2030 para los 3 escenarios de costos de las ERNC. Tabla 8-1. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario base Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2512 132 226 1669 10 1567 0 0 160 6276 % 40 2 4 27 0 25 0 0 3 100 28 Escenario pesimista MW 2573 132 226 1669 10 1454 0 0 160 6224 % 41 2 4 27 0 23 0 0 3 100 26 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1503 936 0 160 6711 % 31 2 3 25 0 22 14 0 2 100 39 Tabla 8-2. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario base Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 3580 132 226 1669 10 3215 201 1295 400 10728 % 33 1 2 16 0 30 2 12 4 100 48 Escenario pesimista MW 4509 132 226 1669 10 2718 0 0 400 9664 % 47 1 2 17 0 28 0 0 4 100 32 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 2051 3965 3789 400 14316 % 14 1 2 12 0 14 28 26 3 100 71 A continuación la figura muestra la energía generada para el período entre el año 2011 y 2030 para los 3 escenarios de costos de las ERNC. www.centroenergia.cl Informe Final Página 62 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-3. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario base www.centroenergia.cl Informe Final Página 63 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING La Figura 8-4 muestra las emisiones totales de dióxido de carbono del sistema para todo el período de estudio dado el plan de expansión Gx. Se adiciona una línea de referencia (roja) que facilita la comparación entre los niveles de emisiones de diferentes escenarios. Figura 8-4. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario base Finalmente la Figura 8-5 muestra la energía no suministrada durante el período de estudio. www.centroenergia.cl Informe Final Página 64 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-5. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario base www.centroenergia.cl Informe Final Página 65 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.1.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Las siguientes figuras y tablas entregan los resultados del escenario base considerando un costo variable de 6 USD/MWh para las centrales eólicas. Figura 8-6. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario base www.centroenergia.cl Informe Final Página 66 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-7. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario base www.centroenergia.cl Página Informe Final 67 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-3. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario base Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2518 132 226 1669 10 1555 0 0 160 6270 % 40 2 4 27 0 25 0 0 3 100 27 Escenario pesimista MW 2848 132 226 1669 10 902 0 0 160 5947 % 48 2 4 28 0 15 0 0 3 100 18 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1300 1065 0 160 6636 % 31 2 3 25 0 20 16 0 2 100 38 Tabla 8-4. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario base Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 3714 132 226 1669 10 2806 116 1527 400 10600 % 35 1 2 16 0 26 1 14 4 100 46 Escenario pesimista MW 4572 132 226 1669 10 2618 0 0 400 9628 www.centroenergia.cl % 47 1 2 17 0 27 0 0 4 100 31 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1300 4143 4452 400 14406 % 14 1 2 12 0 9 29 31 3 100 71 Informe Final Página 68 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-8. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario base www.centroenergia.cl Informe Final Página 69 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-9. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario base Figura 8-10. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario base www.centroenergia.cl Informe Final Página 70 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.1.3 Conclusiones del escenario base A nivel general, los resultados del escenario base muestran que, considerando una minimización de costos del sistema que no incluya externalidades, la energía eólica se encuentra dentro de las ERNC con mayor potencial para su integración en la matriz energética del SING, comenzando su integración a más tardar a partir del año 2014 en todos los sub-escenarios (sin excepción). Si bien la capacidad instalada disminuye en caso de considerar costos variables de operación distintos de cero, su participación en la matriz energética sigue resultando significativa, reduciéndose en el peor caso (escenario de costos de ERNC optimistas) de 2051a 1300 MW instalados. En el escenario de costos de ERNC optimistas, la disminución de capacidad instalada de energía eólica debido a los 6 USD/MWh se compensa exclusivamente mediante un aumento de capacidad instalada de energía solar fotovoltaica y CSP. Con respecto a estas últimas, en caso de considerarse costos de ERNC optimistas, se desarrollan plenamente, llegando a más de 8000 MW de capacidad instalada en conjunto desplazando incluso a la energía eólica. En el escenario de costos pesimistas, sin embargo, la energía solar no se incorpora a la matriz energética del sistema. Finalmente, en cuanto a la energía geotérmica, se observa que en todos los escenarios su incorporación al sistema sigue el plan de desarrollo presentado en la Tabla 7-4, mostrando su alta conveniencia de desarrollo dentro del SING. En cuanto a tecnologías de generación convencional, se observa que, salvo en el escenario de costos de ERNC optimistas, el carbón presenta una tendencia constante al alza, llegando en el escenario pesimista a duplicar su capacidad instalada en el año 2030 (con respecto al año inicial). En cuanto a las tecnologías en base a gas natural, dados los altos costos variables considerados, no se presentan cambios en la capacidad instalada, manteniéndose durante todo el periodo en análisis la capacidad instalada inicial(año 2011 – 1669 MW). Con respecto a la energía generada las Tablas 10-25 y 10-27 del Anexo muestran que, para el caso en que no se consideran costos variables de operación para la energía eólica, incluso en el escenario pesimista se cumple que más del 20% de la energía generada por el sistema en el año 2020 es en base a ERNC. Si se incluyen costos variables de operación de 6 USD/MWh para la energía eólica, dicho porcentaje sólo no se alcanza en el escenario pesimista, donde la generación en base a renovables en el año 2020 llega solo a un 17%. www.centroenergia.cl Informe Final Página 71 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.2 8.2.1 Escenario combustibles constantes Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Las siguientes figuras y tablas entregan la misma información que la entregada en el escenario anterior para el caso del escenario de combustibles estáticos sin considerar costo variable para las centrales eólicas. Figura 8-11. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl Informe Final Página 72 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-12. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl Página Informe Final 73 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-5. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario combustibles constantes Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2618 132 226 1669 10 1501 0 0 160 6316 % 41 2 4 26 0 24 0 0 3 100 26 Escenario pesimista MW 2834 132 226 1669 10 972 0 0 160 6003 % 47 2 4 28 0 16 0 0 3 100 19 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1505 868 0 160 6645 % 31 2 3 25 0 23 13 0 2 100 38 Tabla 8-6. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario combustibles constantes Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 4518 132 226 1669 10 2789 0 0 400 9744 % 46 1 2 17 0 29 0 0 4 100 33 Escenario pesimista MW 4963 132 226 1669 10 1750 0 0 400 9150 www.centroenergia.cl % 54 1 2 18 0 19 0 0 4 100 23 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1802 3965 2346 400 12625 % 16 1 2 13 0 14 31 19 3 100 67 Informe Final Página 74 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-13. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl Informe Final Página 75 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-14. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes Figura 8-15. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl Informe Final Página 76 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.2.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Las siguientes figuras y tablas resumen los resultados para el escenario de combustibles estáticos considerando un costo variable de 6 USD/MWh para las centrales eólicas. Figura 8-16. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl Informe Final Página 77 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-17. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl Página Informe Final 78 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-7. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario combustibles constantes Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2736 132 226 1669 10 1200 0 0 160 6133 % 45 2 4 27 0 20 0 0 3 100 22 Escenario pesimista MW 2878 132 226 1669 10 890 0 0 160 5966 % 48 2 4 28 0 15 0 0 3 100 18 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1231 1081 0 160 6583 % 32 2 3 25 0 19 16 0 2 100 38 Tabla 8-8. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario combustibles constantes Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 4565 132 226 1669 10 2688 0 0 400 9690 % 47 1 2 17 0 28 0 0 4 100 32 Escenario pesimista MW 5101 132 226 1669 10 1298 0 0 400 8837 www.centroenergia.cl % 58 1 3 19 0 15 0 0 5 100 19 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1231 3965 2973 400 12680 % 16 1 2 13 0 10 31 23 3 100 68 Informe Final Página 79 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-18. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl Informe Final Página 80 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-19. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes Figura 8-20. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl Informe Final Página 81 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.2.3 Conclusiones del escenario combustibles constantes A nivel general, el escenario de precios de combustibles constantes lleva a una disminución del porcentaje de ERNC en la matriz energética del SING con respecto al escenario base. Así por ejemplo, mientras en el escenario de desarrollo base con costo variable nulo para centrales eólicas, el porcentaje de ERNC en el año 2030 es de 48, 32 y 71% (para los sub-escenarios base, pesimista y optimista respectivamente), para el caso del escenario de combustibles constantes estos porcentajes disminuyen a 33, 23 y 67%. Igual tendencia se observa en caso de considerar costo variable para las centrales eólicas. En este contexto es importante destacar que, aun cuando en el presente escenario se está entregando una ventaja importante a las tecnologías de generación convencional, las ERNC presentan un desarrollo importante, llegando al 2030 con porcentajes de penetración de 33, 23 y 67% en caso de costo variable nulo para centrales eólicas y de 32,19 y 68% si se considera un costo variable. Al igual que en el escenario base, en cuanto a tecnologías de generación convencional, se observa que, salvo en el escenario de costos de ERNC optimistas, el carbón presenta una tendencia constante al alza, llegando en el escenario base y pesimista a duplicar su capacidad instalada en el año 2030 con respecto al año inicial. Al igual que en el escenario base, las tecnologías a gas natural no aumentan su capacidad instalada, manteniéndose durante todo el periodo de análisis la capacidad instalada inicial del 2011. Con respecto a la energía generada en el año 2020 (ver Anexo 0)se observa que, tanto para el caso en que no se consideran costos variables de operación para la energía eólica como cuando se consideran 6 USD/MWh, en el escenario pesimista no se cumple que el 20% de la energía generada por el sistema sea en base a ERNC. www.centroenergia.cl Informe Final Página 82 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.3 8.3.1 Escenario B de gas natural Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Las siguientes figuras y tablas resumen los resultados para el escenario B de gas natural sin considerar costo variable para las centrales eólicas. Figura 8-21. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl Informe Final Página 83 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-22. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl Página Informe Final 84 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-9. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario B gas natural Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2074 132 226 1669 10 1454 0 0 160 5725 % 36 2 4 29 0 25 0 0 3 100 28 Escenario pesimista MW 2074 132 226 1669 10 0 0 0 160 4271 % 49 3 5 39 0 0 0 0 4 100 4 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1519 421 0 160 6211 % 33 2 4 27 0 24 7 0 3 100 34 Tabla 8-10. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario B gas natural Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eolica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 2234 132 226 2313 10 2784 562 2401 400 11062 % 20 1 2 21 0 25 5 22 4 100 56 Escenario pesimista MW 3128 132 226 2075 10 2688 0 0 400 8659 www.centroenergia.cl % 36 2 3 24 0 31 0 0 5 100 36 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 2046 3965 3796 400 14319 % 14 1 2 12 0 14 28 27 3 100 71 Informe Final Página 85 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-23. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl Informe Final Página 86 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-24. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural Figura 8-25. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl Informe Final Página 87 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.3.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Las siguientes figuras y tablas resumen los resultados para el escenario B de gas natural considerando un costo variable de 6 USD/MWh para las centrales eólicas. Figura 8-26. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl Informe Final Página 88 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-27. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl Página Informe Final 89 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-11. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario B gas natural Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2074 132 226 1669 10 0 0 0 160 4271 % 49 3 5 39 0 0 0 0 4 100 4 Escenario pesimista MW 2074 132 226 1669 10 0 0 0 160 4271 % 49 3 5 39 0 0 0 0 4 100 4 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 0 843 999 160 6114 % 34 2 4 27 0 0 14 16 3 100 33 Tabla 8-12. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario B gas natural Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 2203 132 226 2333 10 2748 567 2530 400 11150 % 20 1 2 21 0 25 5 23 4 100 56 Escenario pesimista MW 3112 132 226 2114 10 2633 0 0 400 8628 www.centroenergia.cl % 36 2 3 25 0 31 0 0 5 100 35 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 0 4081 5455 400 14048 % 15 1 2 12 0 0 29 39 3 100 71 Informe Final Página 90 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-28. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl Informe Final Página 91 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-29. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural Figura 8-30. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl Informe Final Página 92 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.3.3 Conclusiones del escenario B de gas natural En el presente escenario se observa que, salvo en el caso de costos de ERNC optimistas, el costo de combustible considerado para las tecnologías en base a gas natural lleva a un aumento de la capacidad instalada en gas con respecto al escenario base (escenario en el cual la tecnología no presenta cambios en su capacidad instalada con respecto al año inicial). El aumento en la capacidad instalada de tecnologías a gas en los escenarios de costos de ERNC base y pesimistas, se ve compensado por una fuerte disminución de la capacidad instalada de carbón y, en menor medida, de la capacidad en turbinas eólicas. Con respecto a la energía generada en el año 2020 (ver Anexo 10.3) se observa que, para el escenario de costos ERNC pesimista en que no se consideran costos variables de operación para la energía eólica, sólo el 5% de la energía generada por el sistema es en base a ERNC. En el caso de costos ERNC base y optimistas, se tiene que el porcentaje de energía generada por ERNC llega a 25 y 34% respectivamente. Para el caso en que se consideran costos variables de 6 USD/MWh para las centrales eólicas, sólo en caso de costos ERNC optimistas se cumple que más del 20% de la energía generada es en base a ERNC (exactamente 34%). En el caso de costos ERNC base y pesimistas, el porcentaje de energía generada por ERNC al 2020 llega sólo a un 5% en ambos casos. www.centroenergia.cl Informe Final Página 93 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.4 8.4.1 Escenario 20-20 energía Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Las siguientes figuras tablas resumen los resultados para el escenario 20-20 (energía) sin considerar costo variable para las centrales eólicas. Figura 8-31. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 www.centroenergia.cl Informe Final Página 94 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-32. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 www.centroenergia.cl Página Informe Final 95 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-13. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario 20-20 Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2375 132 226 1669 10 1793 181 0 160 6547 % 36 2 3 25 0 27 3 0 2 100 33 Escenario pesimista MW 2405 132 226 1669 10 1763 151 0 160 6517 % 37 2 3 26 0 27 2 0 2 100 32 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1503 936 0 160 6711 % 31 2 3 25 0 22 14 0 2 100 39 Tabla 8-14. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario 20-20 Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 3092 132 226 1669 10 3212 861 1421 400 11023 % 28 1 2 15 0 29 8 13 4 100 53 Escenario pesimista MW 3987 132 226 1669 10 2933 668 0 400 10026 www.centroenergia.cl % 40 1 2 17 0 29 7 0 4 100 40 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 2051 3965 3789 400 14316 % 14 1 2 12 0 14 28 26 3 100 71 Informe Final Página 96 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-33. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 www.centroenergia.cl Informe Final Página 97 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-34. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 Figura 8-35. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 www.centroenergia.cl Informe Final Página 98 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.4.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Las siguientes figuras y tablas resumen los resultados del escenario considerando un costo variable de 6 USD/MWh para las centrales eólicas. Figura 8-36. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 www.centroenergia.cl Informe Final Página 99 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-37. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 www.centroenergia.cl Página Informe Final 100 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-15. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario 20-20 Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2401 132 226 1669 10 1744 183 0 160 6525 % 37 2 3 26 0 27 3 0 2 100 32 Escenario pesimista MW 2478 132 226 1669 10 1583 185 0 160 6444 % 38 2 4 26 0 25 3 0 2 100 30 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1309 1062 0 160 6642 % 31 2 3 25 0 20 16 0 2 100 38 Tabla 8-16. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario 20-20 Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 3124 132 226 1669 10 2870 889 1665 400 10985 % 28 1 2 15 0 26 8 15 4 100 53 Escenario pesimista MW 4020 132 226 1669 10 2777 734 0 400 9968 www.centroenergia.cl % 40 1 2 17 0 28 7 0 4 100 39 Escenario optimista MW 2074 132 226 1669 10 1309 4143 4491 400 14455 % 14 1 2 12 0 9 29 31 3 100 72 Informe Final Página 101 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-38. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 www.centroenergia.cl Informe Final Página 102 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-39. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 Figura 8-40. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario 20-20 www.centroenergia.cl Informe Final Página 103 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.4.3 Conclusiones del escenario 20-20 En el escenario 20-20 se observa que, salvo en el caso de costos ERNC optimistas (que permanece idéntico al escenario base), la imposición de que un 20% de la energía generada en el año 2020 sea en base a ERNC lleva a una disminución importante del porcentaje de tecnologías en base a carbón. En caso de considerar costos variables para las eólicas nulos y costos ERNC base, la disminución de carbón se compensa con un aumento de generación solar fotovoltaica y CSP. Para costos ERNC pesimistas, la compensación se realiza mediante un aumento de generación eólica y CSP (la energía solar fotovoltaica no se desarrolla). Para el caso de costos variables para las centrales eólicas de 6 USD/MWh, la tendencia anterior se mantiene. www.centroenergia.cl Informe Final Página 104 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.5 8.5.1 Escenario 20.257 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Las siguientes figuras tablas resumen los resultados para el escenario de Ley 20257 sin considerar costo variable para las centrales eólicas. Figura 8-41. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 www.centroenergia.cl Informe Final Página 105 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-42. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 www.centroenergia.cl Página Informe Final 106 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-17. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario 20.257 Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2951 132 226 1669 10 155 141 0 160 5445 % 54 2 4 31 0 3 3 0 3 100 8 Escenario pesimista MW 2951 132 226 1669 10 161 133 0 160 5443 % 54 2 4 31 0 3 2 0 3 100 8 Escenario optimista MW 2951 132 226 1669 10 91 181 0 160 5421 % 54 2 4 31 0 2 3 0 3 100 8 Tabla 8-18. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario 20.257 Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 5209 132 226 1669 10 249 301 0 359 8156 % 64 2 3 20 0 3 4 0 4 100 11 Escenario pesimista MW 5209 132 226 1669 10 251 259 0 384 8141 www.centroenergia.cl % 64 2 3 20 0 3 3 0 5 100 11 Escenario optimista MW 5209 132 226 1669 10 142 463 0 314 8165 % 64 2 3 20 0 2 6 0 4 100 11 Informe Final Página 107 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-43. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 www.centroenergia.cl Página Informe Final 108 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Emisiones de CO2 50 45 40 Emisiones escenario base Mill. Ton 35 30 Emisiones escenario pesimista 25 Emisiones escenario optimista 20 Referencia 15 10 5 0 Figura 8-44. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 Figura 8-45. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 www.centroenergia.cl Informe Final Página 109 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.5.2 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Las siguientes figuras y tablas resumen los resultados del escenario considerando un costo variable de 6 USD/MWh para las centrales eólicas. Figura 8-46. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 www.centroenergia.cl Informe Final Página 110 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-47. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 www.centroenergia.cl Página Informe Final 111 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-19. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario 20.257 Capacidad instalada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2951 132 226 1669 10 153 142 0 160 5443 % 54 2 4 31 0 3 3 0 3 100 8 Escenario pesimista MW 2951 132 226 1669 10 156 140 0 160 5445 % 54 2 4 31 0 3 3 0 3 100 8 Escenario optimista MW 2951 132 226 1669 10 91 181 0 160 5421 % 54 2 4 31 0 2 3 0 3 100 8 Tabla 8-20. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario 20.257 Capacidad instalada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 5209 132 226 1669 10 239 307 0 358 8151 % 64 2 3 20 0 3 4 0 4 100 11 Escenario pesimista MW 5209 132 226 1669 10 243 266 0 383 8139 www.centroenergia.cl % 64 2 3 21 0 3 3 0 5 100 11 Escenario optimista MW 5209 132 226 1669 10 141 450 0 322 8160 % 64 2 3 20 0 2 6 0 4 100 11 Informe Final Página 112 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-48. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 www.centroenergia.cl Página Informe Final 113 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Emisiones de CO2 50 45 40 Emisiones escenario base Mill. Ton 35 Emisiones escenario pesimista 30 25 Emisiones escenario optimista 20 Referencia 15 10 5 0 Figura 8-49. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 Figura 8-50. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario 20.257 www.centroenergia.cl Informe Final Página 114 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.5.3 Conclusiones del escenario 20.257 En el escenario 20.257 se observa que, tal como era de esperar, la ley de ERNC involucra niveles bastante bajos de penetración de ERNC. Los niveles se alcanzan incorporando energía eólica, geotérmica y solar CSP tanto para costos variables para las centrales eólicas de 0 como 6 USD/MWh. A diferencia de los escenarios anteriores, se observa una tendencia al alza en el costo marginal del sistema durante todo el periodo de estudio llegando a valores en torno a los 130 USD/MWh. El nivel de emisiones de CO2 también aumenta en forma constante a lo largo de todo periodo, superando la referencia ya a partir del año 2021. La capacidad instalada de ERNC alcanza el 11% en el año 2030 tanto en el caso de costos variables para las centrales eólicas de 0 como 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 115 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 8.6 Escenario pesimista (sin ERNC) Las siguientes figuras tablas resumen los resultados para el escenario pesimista (sin considerar ERNC) sin considerar costo variable para las centrales eólicas. Figura 8-51. Costos marginales promedios para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) Figura 8-52. Capacidad instalada en generación para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) www.centroenergia.cl Página Informe Final 116 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 8-21. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario pesimista (sin ERNC) Capacidad instalada en el año 2020 Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables MW 2951 132 226 1669 10 0 0 0 0 4988 % 59 3 5 33 0 0 0 0 0 100 0 Tabla 8-22. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario pesimista (sin ERNC) Capacidad instalada en el año 2030 Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables MW 5209 132 226 1669 10 0 0 0 0 7247 www.centroenergia.cl % 72 2 3 23 0 0 0 0 0 100 0 Página Informe Final 117 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-53. Energía generada para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) Emisiones de CO2 50 45 40 Mill. Ton 35 Emisiones escenario pesimista 30 25 Referencia 20 15 10 5 0 Figura 8-54. Emisiones de CO2 para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) www.centroenergia.cl Informe Final Página 118 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 8-55. Energía no suministrada para periodo 2011-2030. Escenario pesimista (sin ERNC) 8.6.1 Conclusiones del escenario pesimista (sin ERNC) Similar al escenario 20.257 y tal como era de esperar, el escenario pesimista presenta una tendencia al alza en el costo marginal del sistema durante todo el periodo de estudio llegando a valores en torno a los 130 USD/MWh. El crecimiento de la demanda se abastece prioritariamente mediante el ingreso de centrales a carbón llegando al año 2030 con una capacidad instalada que alcanza el 72% de la potencia total instalada. Como resultado de lo anterior, el nivel de emisiones de CO2 aumenta en forma constante a lo largo de todo periodo, superando la referencia ya a partir del año 2018. www.centroenergia.cl Informe Final Página 119 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 9. Resultados de los atributos de eficiencia y seguridad de suministro 9.1 Escenarios de desarrollo A continuación se presenta un conjunto de indicadores que permiten cuantificar los atributos de eficiencia y seguridad de suministro de los escenarios de desarrollo de ERNC considerando todo el periodo de análisis para cada escenario. En esta parte no se incluyen los escenarios de evaluación. 1. Promedio de energía no suministrada análisis definido de acuerdo a: donde (en GWh/año) durante todo el periodo de representa el total de energía no servida en el sistema durante el año . 2. Factor de emisiones de CO2 (en Ton CO2 /MWh) calculado de acuerdo a: donde representa el total de emisiones de CO2 en el sistema durante el año y es la energía total generada por el sistema durante el año . 3. Se incluyen también las inversiones totales en transmisión y generación así como los costos de operación del sistema (en mil-US$) considerando todo el periodo de análisis. En base a estos valores se determina el costo medio de cada escenario (en US$/MWh) como la suma de todos los costos dividida por el valor presente de la demanda. www.centroenergia.cl Informe Final Página 120 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 9-1.Caracterización de escenarios de desarrollo Escenario Base Base Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base Fijos Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base GasB Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base 2020 Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base Base Pesimista 6 USD/MWh Optimista Base Fijos Pesimista 6 USD/MWh Optimista Base GasB Pesimista 6 USD/MWh Optimista Base 2020 Pesimista 6 USD/MWh Optimista Base 20257 Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base 20257 Pesimista 6 USD/MWh Optimista Pesimista --- Promedio ENS [GWh/año] 0.079 0.003 0.002 0.002 0.002 0.002 1.983 2.097 0.014 14.126 31.623 0.002 0.092 0.002 0.002 0.022 0.002 0.002 2.506 1.786 0.002 13.266 30.604 0.002 17.563 22.884 4.686 16.032 19.745 5.140 0.103 Caracterización de Escenarios de Desarrollo Fact. Emis Inver Tx Inver Gx Operación [Ton-CO2/MWh] [mill-US$] [mill-US$] [mill-US$] 0.807 650 10 179 10 731 0.843 646 10 061 11 208 0.538 664 11 542 7 515 0.842 655 10 072 9 903 0.905 637 9 653 10 663 0.603 659 10 908 7 630 0.778 623 8 077 12 128 0.786 611 7 675 12 747 0.582 647 10 422 8 614 0.759 659 10 778 10 260 0.795 655 10 804 10 770 0.537 667 11 544 7 513 0.822 649 9 994 11 137 0.867 642 9 785 11 674 0.542 655 11 498 7 767 0.858 649 9 910 10 271 0.917 628 9 490 10 961 0.604 652 10 934 7 807 0.762 613 7 796 12 529 0.794 602 7 359 13 145 0.617 593 9 720 9 473 0.767 659 10 670 10 598 0.807 653 10 672 11 107 0.545 648 11 466 7 809 0.960 575 8 620 13 499 0.960 575 8 749 13 512 0.959 573 8 209 13 471 0.960 575 8 623 13 503 0.960 575 8 758 13 512 0.959 573 8 208 13 474 0.986 566 7 312 14 976 Costo medio [US$/MWh] 98 100 90 94 96 88 95 96 90 99 101 90 99 101 91 95 96 89 96 96 90 100 102 91 104 104 102 104 104 102 104 De la tabla anterior se observa que, tal como era de esperar, los escenarios de desarrollo que consideran costos de inversión ERNC optimistas son aquellos que presentan los menores costos de operación y factores de emisión de CO2 debido a la alta penetración de ERNC en la matriz energética. Por otra parte, sin embargo, en cuanto a las inversiones involucradas en el plan de expansión, a nivel general se observa que los escenarios de desarrollo con costos de inversión optimistas son justamente aquellos que presentan los mayores costos de inversión de www.centroenergia.cl Informe Final Página 121 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING transmisión y generación. La excepción a lo anterior se encuentra en los escenarios Gas natural B y 20-20 con costos variables de 6 USD/MWh para las centrales eólicas, donde las inversiones en transmisión son menores. Visto a nivel económico global, es decir, considerando los costos de inversión y operación asociados a cada plan de expansión, se observa que los escenarios de desarrollo con costos de inversión ERNC optimistas son los más favorables desde el punto de vista económico, presentando los menores costos medios a lo largo de todo el periodo de análisis. 9.2 Escenarios de evaluación Para cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro de los diversos escenarios de desarrollo de ERNC se simularon, para cada plan de expansión obtenido, los llamados escenarios de evaluación durante 1 año, que representan situaciones críticas (desde el punto de vista eficiencia y seguridad de suministro) para los diferentes planes de expansión Tx y Gx. Se entregan tres indicadores que permiten cuantificar los atributos de eficiencia y seguridad de suministro de los escenarios de desarrollo de ERNC: la variación de los costos marginalesCMg E, la variación del costo de operación total Co y de la energía no suministradaENS, en todos ellos con respecto al escenario statu quo. Es importante destacar que la evaluación se llevó a cabo en el año 2030. www.centroenergia.cl Informe Final Página 122 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 9-2.Caracterización de escenarios de desarrollo considerando los escenarios de evaluación Escenario Base Base Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base Fijos Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base GasB Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base 2020 Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base Base Pesimista 6 USD/MWh Optimista Base Fijos Pesimista 6 USD/MWh Optimista Base GasB Pesimista 6 USD/MWh Optimista Base 2020 Pesimista 6 USD/MWh Optimista Base 20257 Pesimista 0 USD/MWh Optimista Base 20257 Pesimista 6 USD/MWh Optimista Pesimista --- N-1 ENS CMg E [GWh/año] [US$/MWh] 1 -3 0 1 0 0 0 0 0 7 0 0 14 8 9 14 0 0 0 1 0 0 0 0 4 -1 0 1 0 0 0 0 0 7 0 0 5 1 6 6 0 0 1 2 0 0 0 0 0 -1 0 -1 0 -2 0 1 0 3 0 0 0 6 Caracterización de Escenarios de Evaluación Mejillones Shock Precios Co ENS CMg E Co ENS CMg E Co [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] [US$/MWh] 7 6 242 409 4 182 15 93 2 790 1 10 733 397 6 280 0 93 3 480 0 12 17 91 0 83 408 0 10 521 351 5 922 0 81 2 841 3 14 111 346 7 408 0 82 3 157 0 21 40 181 0 80 735 15 6 242 127 780 45 86 1 621 19 10 733 432 5 557 39 87 2 737 0 11 11 42 0 57 275 3 2 349 366 2 316 7 97 2 379 0 6 880 374 4 320 0 90 3 045 0 12 17 91 0 89 408 8 7 067 371 4 381 16 98 2 857 1 11 028 396 6 303 0 95 3 482 0 17 18 103 0 92 417 0 10 879 391 6 157 0 81 2 866 13 15 693 348 8 156 0 80 3 293 0 31 57 197 0 80 752 5 1 960 246 1 320 45 86 1 585 13 9 898 430 5 513 33 88 2 740 0 54 27 106 0 58 413 4 2 152 288 1 965 7 95 2 373 0 7 936 396 4 929 0 93 3 052 0 16 17 101 0 77 392 7 17 858 334 9 144 0 73 4 231 12 18 069 326 9 234 0 71 4 233 11 17 775 324 9 088 0 73 4 223 0 17 863 328 9 166 50 43 3 219 54 18 068 330 9 172 -22 38 4 003 0 17 557 352 9 121 -1 0 -1 350 5 22 314 291 11 332 0 59 4 614 A continuación se presentan para los escenarios base y 20-20 los gráficos polares resumiendo los ejes de eficiencia y seguridad de suministro para cada escenario de costos de inversión ERNC. www.centroenergia.cl Página Informe Final 123 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Menor Emision 1.0 Base 6 [USD/MWh] Base 2020 .8 .6 Mayor Suficiencia .4 Mínimo Costo .2 .0 Mayor Estabilidad Precio Menor Riesgo Suministro Menor Emision 1.0 Pesimista 6 [USD/MWh] Base 2020 .8 .6 Mayor Suficiencia .4 Mínimo Costo .2 .0 Mayor Estabilidad Precio Optimista 6 [USD/MWh] Menor Riesgo Suministro Menor Emision 1.0 Base 2020 .8 .6 Mayor Suficiencia .4 Mínimo Costo .2 .0 Mayor Estabilidad Precio Menor Riesgo Suministro Figura 9-1. Gráficos polares para escenarios 20-20 y base De la figura anterior se observa que los escenarios de desarrollo con costos de inversión ERNC optimistas son los más favorables tanto desde el punto de vista técnico como económico. www.centroenergia.cl Informe Final Página 124 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING www.centroenergia.cl Informe Final Página 125 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 10. Conclusiones Dentro de las conclusiones generales posibles de obtener en base a los resultados se encuentran: Considerando una minimización de costos del sistema que no incluya externalidades, la energía eólica se encuentra dentro de las ERNC con mayor potencial económico (en cuanto a costos de inversión) para su integración en la matriz energética del SING, comenzando su integración a partir de los primeros años del periodo de estudio. Si bien la inclusión de costos variables de operación distintos de cero para el caso de las turbinas eólicas - como consecuencia de estimar los costos asociados a reserva de generación - disminuye la participación de la tecnología en la matriz energética, la disminución no resulta extremadamente significativa comparada con el caso base (costo cero). Las tecnologías solares fotovoltaicas y CSP resultan altamente competitivas en caso de considerarse costos de inversión optimistas. En especial el CSP, dada la capacidad de almacenamiento de 6 horas considerada para esta tecnología, lo que incluso desplaza la alternativa eólica. En cuanto a la energía geotérmica se observa que, si no son considerados los costos de exploración asociados, la tecnología se presenta como una tecnología altamente competitiva dentro del SING. Considerando la evolución de los precios de combustibles del escenario base, se observa que la tecnología convencional base para cubrir las nuevas necesidades del sistema son las tecnologías en base a carbón. En caso que los altos costos actuales del gas natural en el norte disminuyeran una vez que la inversión del terminal de Mejillones fuese pagada en el año 2012, se tiene que al carbón se agregan las tecnologías en base a gas. Considerando los costos de inversión y operación asociados a cada plan de expansión, se observa que aquellos escenarios de desarrollo que consideran costos de inversión ERNC optimistas son los más favorables desde el punto de vista económico, presentando los menores costos medios a lo largo de todo el periodo de análisis. A modo de resumen, a continuación se presenta en la Figura 10-1 el nivel de penetración de ERNC a lo largo de todo el periodo de estudio para cada uno de los escenarios de desarrollo en estudio. www.centroenergia.cl Informe Final Página 126 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 10-1. Evolución del porcentaje de ERNC para los escenarios de desarrollo www.centroenergia.cl Informe Final Página 127 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 11. Referencias [1] Comisión Nacional de Energía (CNE). www.cne.cl [2] “Informe de Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SING”, CDEC-SING, 19Mayo 2011. http://cdec2.cdec-sing.cl/ [3] Sitio web del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental. www.e-seia.cl [4] Fijación de precios de nudo Abril de 2011 SING, Informe Técnico Preliminar, CNE, Abril 2011. [5] Sitio web del CDEC-SING. www.cdec-sing.cl [6] „Möglichkeiten und Grenzen der Integration verschiedener regenerativer Energiequellen zu einer 100% regenerativen Stromversorgung der Bundesrepublik Deutschland bis zum Jahr 2050“, Deutsches Zentrum für Luft– und Raumfahrt (DLR), Octubre 2010 [7] “Energy Technology Perspectives 2010, Scenarios & Strategies to 2050”, Agencia Internacional de Energía (IEA), 2010. [8] “Chile Levelised cost of energy”, Bloomberg New Energy Finance, Abril 2011. [9] “IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation”, Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC Working Group III), 2011. [10] “Factors Affecting Cost of Geothermal Power Development”, Geothermal Energy Association, Agosto 2005. [11] Sitio web del Ministerio de bienes nacionales. www.bienes.cl [12] „Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020“, DENA, Febrero 2005. [13] COCHILCO, http://www.cochilco.cl/ [14] “Demanda de Energía Eléctrica en la Minería del Cobre y Perspectivas de Seguridad de Abastecimiento”, COCHILCO, Enero 2010. [15] Electricidad Interamericana N°126, año 19, Julio 2010, pp.13. [16] “The Costs and Impacts of Intermittency: An Assessment of the Evidence on the costs and impacts of intermittent generation on the British electricity network”, UK ERC report,marzo 2006.http://www.ukerc.ac.uk/support/Intermittency [17] “Quantifying the system costs of additional renewable in 2020”, ILEX Energy Consulting, Octubre 2002.http://www.ilexenergy.com/pages/Documents/Reports/Renewables/SCAR.pdf www.centroenergia.cl Informe Final Página 128 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING [18] Fondo Monetario Internacional, http://www.imf.org/external/np/res/commod/index.aspx www.centroenergia.cl Página Informe Final 129 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12. Anexos 12.1 Distribución de ERNC – Escenarios de desarrollo Las siguientes tablas muestran la distribución en el sistema de energía eólica y solar fotovoltaica y CSP en el año 2030 para todos los escenarios de desarrollo de ERNC. 12.1.1 Escenario base Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-1. Distribución de la energía eólica. Escenario base. 0 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Crucero Base Pesimista Optimista 0 0 0 248 244 0 2171 1872 1500 Taltal 796 602 551 Total 3215 2718 2051 Encuentro Calama Oriente Tabla 12-2. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario base. 0 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 179 0 309 Crucero 811 0 1072 Encuentro 304 0 2400 0 0 8 1295 0 3789 Pozo Almonte Total www.centroenergia.cl Página Informe Final 130 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-3. Distribución de la energía solar CSP. Escenario base. 0 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 138 Crucero 0 0 1638 201 0 2189 0 0 0 201 0 3965 Encuentro Pozo Almonte Total Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-4. Distribución de la energía eólica. Escenario base. 6 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Crucero Base Pesimista Optimista 0 0 0 237 0 0 1872 1809 1174 Taltal 698 809 125 Total 2806 2618 1300 Encuentro Calama Oriente Tabla 12-5. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario base. 6 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 360 0 279 Crucero 1028 0 3440 139 0 730 0 0 3 1527 0 4452 Encuentro Pozo Almonte Total www.centroenergia.cl Página Informe Final 131 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-6. Distribución de la energía solar CSP. Escenario base. 6 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 12 0 168 Crucero 104 0 944 Encuentro 0 0 3032 Pozo Almonte 0 0 0 116 0 4143 Total 12.1.2 Escenario combustibles constantes Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-7. Distribución de la energía eólica. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Crucero Base Pesimista Optimista 0 0 0 110 0 0 1872 1220 1328 Taltal 808 530 475 Total 2789 1750 1802 Encuentro Calama Oriente Tabla 12-8. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 117 Crucero 0 0 2002 Encuentro 0 0 228 Pozo Almonte 0 0 0 Total 0 0 2346 www.centroenergia.cl Página Informe Final 132 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-9. Distribución de la energía solar CSP. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 184 Crucero 0 0 804 Encuentro 0 0 2932 Pozo Almonte 0 0 45 Total 0 0 3965 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-10. Distribución de la energía eólica. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Crucero 0 0 0 Encuentro 0 0 0 1872 1286 889 Taltal 817 12 342 Total 2688 1298 1231 Calama Oriente Tabla 12-11. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 0 Crucero 0 0 2450 Encuentro 0 0 501 Pozo Almonte 0 0 21 Total 0 0 2973 www.centroenergia.cl Página Informe Final 133 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-12. Distribución de la energía solar CSP. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 302 Crucero 0 0 1123 Encuentro 0 0 2523 Pozo Almonte 0 0 17 Total 0 0 3965 12.1.3 Escenario B gas natural Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-13. Distribución de la energía eólica. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Crucero 0 0 0 Encuentro 0 0 0 Calama Oriente 1473 1262 1780 Taltal 1312 1426 267 Total 2784 2688 2046 Tabla 12-14. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 281 Crucero 0 0 1297 2401 0 2208 0 0 10 2401 0 3796 Encuentro Pozo Almonte Total www.centroenergia.cl Página Informe Final 134 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-15. Distribución de la energía solar CSP. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 184 0 142 Crucero 170 0 1248 Encuentro 207 0 2574 0 0 0 562 0 3965 Pozo Almonte Total Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-16. Distribución de la energía eólica. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Crucero 0 0 0 Encuentro 0 0 0 Calama Oriente 1262 915 0 Taltal 1486 1718 0 Total 2748 2633 0 Tabla 12-17. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 450 Crucero 1498 0 3829 Encuentro 1032 0 1159 0 0 17 2530 0 5455 Pozo Almonte Total www.centroenergia.cl Página Informe Final 135 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-18. Distribución de la energía solar CSP. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 140 0 116 Crucero 208 0 1819 Encuentro 220 0 2147 0 0 0 567 0 4081 Pozo Almonte Total 12.1.4 Escenario 20-20 energía Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-19. Distribución de la energía eólica. Escenario 20-20. 0 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Crucero Base Pesimista Optimista 0 0 0 248 0 0 2147 2028 1500 Taltal 816 906 551 Total 3212 2933 2051 Encuentro Calama Oriente Tabla 12-20. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario 20-20. 0 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 94 Crucero 0 0 1659 1311 0 2036 110 0 0 1421 0 3789 Encuentro Pozo Almonte Total www.centroenergia.cl Página Informe Final 136 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-21. Distribución de la energía solar CSP. Escenario 20-20. 0 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 75 0 240 Crucero 128 563 1790 Encuentro 658 106 1918 0 0 17 861 668 3965 Pozo Almonte Total Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-22. Distribución de la energía eólica. Escenario 20-20. 6 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Crucero Base Pesimista Optimista 0 0 0 212 0 43 1938 1872 900 Taltal 719 906 366 Total 2870 2777 1309 Encuentro Calama Oriente Tabla 12-23. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario 20-20. 6 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 38 0 175 Crucero 0 0 2805 1628 0 1500 0 0 11 1665 0 4491 Encuentro Pozo Almonte Total www.centroenergia.cl Página Informe Final 137 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-24. Distribución de la energía solar CSP. Escenario 20-20. 6 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 193 248 Crucero 862 464 1578 27 58 2312 0 18 6 889 734 4143 Encuentro Pozo Almonte Total 12.1.5 Escenario Ley 20.257 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-25. Distribución de la energía eólica. Escenario 20.257. 0 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Crucero 0 0 0 Encuentro 0 0 1 164 161 37 Taltal 85 90 103 Total 249 251 142 Calama Oriente Tabla 12-26. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario 20.257. 0 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 0 Crucero 0 0 0 Encuentro 0 0 0 Pozo Almonte 0 0 0 Total 0 0 0 www.centroenergia.cl Página Informe Final 138 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-27. Distribución de la energía solar CSP. Escenario 20.257. 0 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 63 Crucero 275 246 304 27 13 90 0 0 6 301 259 463 Encuentro Pozo Almonte Total Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-28. Distribución de la energía eólica. Escenario 20.257. 6 USD/MWh Energía eólica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Crucero 0 0 0 Encuentro 0 0 1 162 149 37 Taltal 77 94 103 Total 239 243 141 Calama Oriente Tabla 12-29. Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario 20.257. 6 USD/MWh Energía fotovoltaica [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 0 Crucero 0 0 0 Encuentro 0 0 0 Pozo Almonte 0 0 0 Total 0 0 0 www.centroenergia.cl Página Informe Final 139 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-30. Distribución de la energía solar CSP. Escenario 20.257. 6 USD/MWh Energía solar CSP [MW] Barra Base Pesimista Optimista Lagunas 0 0 0 Crucero 307 266 413 Encuentro 0 0 24 Pozo Almonte 0 0 13 307 266 450 Total www.centroenergia.cl Informe Final Página 140 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING www.centroenergia.cl Informe Final Página 141 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.2 Circuitos adicionales Tx – Escenarios de desarrollo Las siguientes figuras muestran los circuitos adicionales en el sistema de transmisión asociados para el plan de expansión correspondiente para todos los escenarios. La nomenclatura utilizada para las líneas modeladas del sistema en las figuras es la siguiente: 0 Tarapaca_Lagunas_220kV 1 Lagunas_Collahuasi_220kV 2 Crucero_Lagunas_220kV 3 Crucero_Encuentro_220kV 4 Encuentro_Collahuasi_220kV 5Q_Blanca_Collahuasi_220kV 6 Atacama_Encuentro_220kV 7Atacama_Escondida_220kV 8Crucero_Laberinto_220kV 9 Crucero_Chacaya_220kV 10 Encuentro_El_Cobre_220kV 11 El_Cobre_Chacaya_220kV 12 Chacaya_Laberinto_220kV 13 Chacaya_Escondida_220kV 14 Laberinto_Escondida_220kV 15 Lagunas_PozoAlmonte_220kV 16 CalamaOriente_Crucero_220kV 17 Taltal_Escondida_220kV 18 Geotermia_PozoAlmonte_220kV Adicionalmente, se utilizan las siguientes abreviaturas: CInvERNC = 1 Costos de inversión base para las ERNC CInvERNC = 2 Costos de inversión pesimistas para las ERNC CInvERNC = 3 Costos de inversión optimistas para las ERNC www.centroenergia.cl Informe Final Página 142 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.2.1 Escenario base Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Figura 12-1. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 0 USD/MWh Figura 12-2. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 0 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 143 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-3. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 0 USD/MWh. Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Figura 12-4. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 144 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-5. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 6 USD/MWh. Figura 12-6. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario base. 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 145 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.2.2 Escenario combustibles constantes Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Figura 12-7. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh. Figura 12-8. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 146 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-9. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh. Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Figura 12-10. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 147 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-11. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh. Figura 12-12. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 148 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.2.3 Escenario B gas natural Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Figura 12-13. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. Figura 12-14. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 149 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-15. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Figura 12-16. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 150 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-17. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. Figura 12-18. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 151 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.2.4 Escenario 20-20 energía Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Figura 12-19. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 0 USD/MWh. Figura 12-20. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 0 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 152 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-21. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 0 USD/MWh. Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Figura 12-22. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 153 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-23. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 6 USD/MWh. Figura 12-24. Circuitos de línea adicionales para periodo 2011-2030. Escenario 20-20. 6 USD/MWh. www.centroenergia.cl Informe Final Página 154 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING www.centroenergia.cl Página Informe Final 155 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.3 Energía generada (años 2020 y 2030) – Escenarios de desarrollo Las siguientes tablas muestran los valores exactos de la energía generada en los años 2020 y 2030 para todos los escenarios en estudio. 12.3.1 Escenario base Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-31. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario base. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables GWh 18117 0 0 868 50 5552 0 0 1191 25778 Escenario pesimista % 70 0 0 3 0 22 0 0 5 100 26 GWh 18518 0 0 811 50 5208 0 0 1191 25778 www.centroenergia.cl % 72 0 0 3 0 20 0 0 5 100 25 Escenario optimista GWh 13990 0 0 271 50 5358 4918 0 1191 25778 % 54 0 0 1 0 21 19 0 5 100 44 Página Informe Final 156 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-32. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario base. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eolica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 25082 3 12 1342 50 10895 1057 3960 2978 45380 Escenario pesimista % 55 0 0 3 0 24 2 9 7 100 42 GWh 31886 0 0 840 50 9627 0 0 2978 45382 % 70 0 0 2 0 21 0 0 7 100 28 Escenario optimista GWh 3743 0 0 96 50 6860 20385 11443 2934 45511 % 8 0 0 0 0 15 45 25 6 100 91 Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-33. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario base. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables GWh 18160 0 0 861 50 5516 0 0 1191 25778 Escenario pesimista % 70 0 0 3 0 21 0 0 5 100 26 GWh 20661 0 0 639 50 3236 0 0 1191 25778 www.centroenergia.cl % 80 0 0 2 0 13 0 0 5 100 17 Escenario optimista GWh 14049 0 0 237 50 4652 5599 0 1191 25778 % 55 0 0 1 0 18 22 0 5 100 44 Página Informe Final 157 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Tabla 12-34. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario base. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 25795 3 13 1378 50 9881 611 4671 2978 45379 Escenario pesimista % 57 0 0 3 0 22 1 10 7 100 40 GWh 32267 0 0 760 50 9326 0 0 2978 45381 www.centroenergia.cl % 71 0 0 2 0 21 0 0 7 100 27 Escenario optimista GWh 3684 0 0 137 50 4215 21114 13330 2959 45490 % 8 0 0 0 0 9 46 29 7 100 91 Página Informe Final 158 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.3.2 Escenario combustibles constantes Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-35. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables GWh 18603 0 0 575 50 5359 0 0 1191 25778 Escenario pesimista % 72 0 0 2 0 21 0 0 5 100 25 GWh 20472 0 0 578 50 3487 0 0 1191 25778 % 79 0 0 2 0 14 0 0 5 100 18 Escenario optimista GWh 14264 0 0 351 50 5358 4564 0 1191 25778 % 55 0 0 1 0 21 18 0 5 100 43 Tabla 12-36. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 31799 0 0 720 50 9834 0 0 2978 45381 Escenario pesimista % 70 0 0 2 0 22 0 0 7 100 28 GWh 35475 0 0 636 50 6242 0 0 2978 45381 www.centroenergia.cl % 78 0 0 1 0 14 0 0 7 100 20 Escenario optimista GWh 8180 0 0 250 50 6417 20409 7161 2975 45442 % 18 0 0 1 0 14 45 16 7 100 81 Página Informe Final 159 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-37. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables GWh 19645 0 0 591 50 4300 0 0 1191 25778 Escenario pesimista % 76 0 0 2 0 17 0 0 5 100 21 GWh 20801 0 0 545 50 3190 0 0 1191 25778 % 81 0 0 2 0 12 0 0 5 100 17 Escenario optimista GWh 14222 0 0 242 50 4393 5680 0 1191 25778 % 55 0 0 1 0 17 22 0 5 100 44 Tabla 12-38. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 32107 0 0 695 50 9550 0 0 2978 45381 Escenario pesimista % 71 0 0 2 0 21 0 0 7 100 28 GWh 36867 0 0 825 50 4660 0 0 2978 45381 www.centroenergia.cl % 81 0 0 2 0 10 0 0 7 100 17 Escenario optimista GWh 8304 0 0 331 50 4215 20419 9091 2978 45389 % 18 0 0 1 0 9 45 20 7 100 81 Página Informe Final 160 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.3.3 Escenario B de gas natural Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-39. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables GWh 15436 0 0 3893 50 5208 0 0 1191 25778 Escenario pesimista % 60 0 0 15 0 20 0 0 5 100 25 GWh 15442 0 0 9095 50 0 0 0 1191 25778 % 60 0 0 35 0 0 0 0 5 100 5 Escenario optimista GWh 15240 0 0 1670 50 5411 2215 0 1191 25778 % 59 0 0 6 0 21 9 0 5 100 34 Tabla 12-40. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario B gas natural. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 11011 0 0 4154 50 0 0 0 0 15215 Escenario pesimista % 72 0 0 27 0 0 0 0 0 100 0 GWh 23291 8 31 9508 50 9505 0 0 2978 45372 www.centroenergia.cl % 51 0 0 21 0 21 0 0 7 100 28 Escenario optimista GWh 3731 0 0 105 50 6939 20366 11476 2947 45614 % 8 0 0 0 0 15 45 25 6 100 91 Página Informe Final 161 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-41. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eolica CSP PV Geo Total % renovables GWh 15442 0 0 9095 50 0 0 0 1191 25778 Escenario pesimista % 60 0 0 35 0 0 0 0 5 100 5 GWh 15442 0 0 9095 50 0 0 0 1191 25778 % 60 0 0 35 0 0 0 0 5 100 5 Escenario optimista GWh 15122 0 0 1915 50 0 4431 3069 1191 25778 % 59 0 0 7 0 0 17 12 5 100 34 Tabla 12-42. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario B gas natural. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eolica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 16088 11 34 5811 50 9670 2983 7739 2978 45365 Escenario pesimista % 35 0 0 13 0 21 7 17 7 100 52 GWh 23172 8 25 9834 50 9308 0 0 2978 45374 www.centroenergia.cl % 51 0 0 22 0 21 0 0 7 100 27 Escenario optimista GWh 5308 0 0 360 50 0 20826 15966 2877 45387 % 12 0 0 1 0 0 46 35 6 100 87 Página Informe Final 162 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.3.4 Escenario 2020 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-43. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario 20-20. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eolica CSP PV Geo Total % renovables GWh 16901 0 0 531 50 6104 951 0 1191 25728 Escenario pesimista % 66 0 0 2 0 24 4 0 5 100 32 GWh 17124 0 0 537 50 6014 795 0 1191 25711 % 67 0 0 2 0 23 3 0 5 100 31 Escenario optimista GWh 13990 0 0 271 50 5358 4918 0 1191 25778 % 54 0 0 1 0 21 19 0 5 100 44 Tabla 12-44. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario 20-20. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eolica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 21276 0 7 1312 50 10888 4524 4345 2978 45380 Escenario pesimista % 47 0 0 3 0 24 10 10 7 100 50 GWh 27929 0 0 696 50 10187 3513 0 2978 45354 www.centroenergia.cl % 62 0 0 2 0 22 8 0 7 100 37 Escenario optimista GWh 3743 0 0 96 50 7046 20419 11154 2879 45387 % 8 0 0 0 0 16 45 25 6 100 91 Página Informe Final 163 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-45. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario 20-20. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables GWh 17041 0 0 502 50 5978 961 0 1191 25724 Escenario pesimista % 66 0 0 2 0 23 4 0 5 100 32 GWh 17493 0 0 438 50 5555 974 0 1191 25700 % 68 0 0 2 0 22 4 0 5 100 30 Escenario optimista GWh 14072 0 0 220 50 4665 5579 0 1191 25778 % 55 0 0 1 0 18 22 0 5 100 44 Tabla 12-46. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario 20-20. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 21212 0 7 1326 50 10042 4672 5093 2978 45381 Escenario pesimista % 47 0 0 3 0 22 10 11 7 100 50 GWh 28027 0 0 648 50 9798 3858 0 2978 45360 www.centroenergia.cl % 62 0 0 1 0 22 9 0 7 100 37 Escenario optimista GWh 3571 0 0 123 50 4242 21137 13376 2896 45396 % 8 0 0 0 0 9 47 29 6 100 92 Página Informe Final 164 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.3.5 Escenario Ley 20.257 Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Tabla 12-47. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario Ley 20.257. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eolica CSP PV Geo Total % renovables GWh 21527 0 0 2189 48 447 739 0 829 25778 Escenario pesimista % 84 0 0 8 0 2 3 0 3 100 8 GWh 21527 0 0 2189 44 458 697 0 864 25778 % 84 0 0 8 0 2 3 0 3 100 8 Escenario optimista GWh 21527 0 0 2190 49 213 927 0 874 25779 % 84 0 0 8 0 1 4 0 3 100 8 Tabla 12-48. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario Ley 20.257. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 37941 0 0 2881 47 669 1582 0 2238 45358 Escenario pesimista % 84 0 0 6 0 1 3 0 5 100 10 GWh 37941 0 0 2880 46 669 1355 0 2465 45357 www.centroenergia.cl % 84 0 0 6 0 1 3 0 5 100 10 Escenario optimista GWh 37941 0 0 2901 46 410 2393 0 1689 45380 % 84 0 0 6 0 1 5 0 4 100 10 Página Informe Final 165 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Tabla 12-49. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario Ley 20.257. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables GWh 21527 0 0 2189 44 102 743 0 1173 25778 Escenario pesimista % 84 0 0 8 0 0 3 0 5 100 8 GWh 21527 0 0 2189 48 108 738 0 1169 25778 % 84 0 0 8 0 0 3 0 5 100 8 Escenario optimista GWh 21527 0 0 2189 42 9 941 0 1069 25778 % 84 0 0 8 0 0 4 0 4 100 8 Tabla 12-50. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario Ley 20.257. 6 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 37941 0 0 2882 47 255 1604 0 2630 45359 Escenario pesimista % 84 0 0 6 0 1 4 0 6 100 10 GWh 37941 0 0 2882 49 279 1395 0 2814 45359 www.centroenergia.cl % 84 0 0 6 0 1 3 0 6 100 10 Escenario optimista GWh 37941 0 0 2901 49 31 2340 0 2118 45380 % 84 0 0 6 0 0 5 0 5 100 10 Página Informe Final 166 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.3.6 Escenario Pesimista Tabla 12-51. Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario pesimista. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2020 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total % renovables GWh 21527 0 0 4201 50 0 0 0 0 25778 % 84 0 0 16 0 0 0 0 0 100 0 Tabla 12-52. Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario pesimista. 0 USD/MWh. Energía generada en el año 2030 Escenario base Tecnología Carbón Diesel Fuel Gas Hidro Eólica CSP PV Geo Total [MW] % renovables GWh 37940 0 0 7390 50 0 0 0 0 45381 www.centroenergia.cl % 84 0 0 16 0 0 0 0 0 100 0 Informe Final Página 167 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.4 Capacidad de reserva – Escenarios de desarrollo Figura 12-25. Capacidad de reserva. Escenario base y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas www.centroenergia.cl Informe Final Página 168 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-26. Capacidad de reserva. Escenario base y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura 12-27. Capacidad de reserva. Escenario combustibles estáticos y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas www.centroenergia.cl Informe Final Página 169 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-28. Capacidad de reserva. Escenario combustibles estáticos y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura 12-29. Capacidad de reserva. Escenario gas natural B y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas www.centroenergia.cl Informe Final Página 170 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-30. Capacidad de reserva. Escenario gas natural B y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura 12-31. Capacidad de reserva. Escenario 20-20 y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas www.centroenergia.cl Informe Final Página 171 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-32. Capacidad de reserva. Escenario 20-20 y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura 12-33. Capacidad de reserva. Escenario 20.257 y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas www.centroenergia.cl Informe Final Página 172 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Figura 12-34. Capacidad de reserva. Escenario 20.257 y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura 12-35. Capacidad de reserva. Escenario pesimista www.centroenergia.cl Página Informe Final 173 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.5 Escenarios de evaluación La nomenclatura utilizada en esta sección es la siguiente: 0_(N-1) costos variables de operación nulos para la energía eólica. Escenario de evaluación (N-1). 0_Mejillones costos variables de operación nulos para la energía eólica. Escenario de evaluación desastre natural (Mejillones). 0_Shock costos variables de operación nulos para la energía eólica. Escenario de evaluación shock de precios. 6_(N-1) costos variables de operación de 6 USD/MWh para la energía eólica. Escenario de evaluación (N-1). 6_Mejillones costos variables de operación de 6 USD/MWh para la energía eólica. Escenario de evaluación desastre natural (Mejillones). 6_Shock costos variables de operación de 6 USD/MWh para la energía eólica. Escenario de evaluación shock de precios. 12.5.1 Costos marginales de energía (no incluye inversiones) Costo marginal promedio año 2030 (escenario base) 600 500 300 200 100 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) Figura 12-36. Costos marginales. Escenario base www.centroenergia.cl 6_Mejillones 6_Shock Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista 0 Base USD/MWh 400 Página Informe Final 174 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Costo marginal promedio año 2030 (escenario combustibles constantes) 500 450 400 USD/MWh 350 300 250 200 150 100 50 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) 6_Mejillones Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base 0 6_Shock Figura 12-37. Costos marginales. Escenario combustibles constantes Costo marginal promedio año 2030 (escenario gas B) 600 500 300 200 100 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) Figura 12-38. Costos marginales. Escenario B gas natural www.centroenergia.cl 6_Mejillones 6_Shock Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista 0 Base USD/MWh 400 Página Informe Final 175 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Costo marginal promedio año 2030 (escenario 2020) 600 500 USD/MWh 400 300 200 100 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) 6_Mejillones Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base 0 6_Shock Figura 12-39. Costos marginales. Escenario 20-20 energía Costo marginal promedio año 2030 (escenario 20257) 600 500 300 200 100 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) Figura 12-40. Costos marginales. Escenario Ley 20.257 www.centroenergia.cl 6_Mejillones 6_Shock Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista 0 Base USD/MWh 400 Página Informe Final 176 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING 12.5.2 Energía no suministrada Energia no suministrada promedio (escenario base) 12000 10000 GWh 8000 6000 4000 2000 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) 6_Mejillones Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base 0 6_Shock Figura 12-41. Energía no suministrada. Escenario base Energia no suministrada promedio (escenario combustibles constantes) 18000 16000 14000 10000 8000 6000 4000 2000 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) 6_Mejillones Figura 12-42. Energía no suministrada. Escenario combustibles constantes www.centroenergia.cl 6_Shock Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista 0 Base GWh 12000 Página Informe Final 177 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Energia no suministrada promedio (escenario gas B) 12000 10000 GWh 8000 6000 4000 2000 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) 6_Mejillones Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base 0 6_Shock Figura 12-43. Energía no suministrada. Escenario B gas natural Energia no suministrada promedio (escenario 2020) 9000 8000 7000 5000 4000 3000 2000 1000 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) 6_Shock Optimista Pesimista Base Optimista 6_Mejillones Figura 12-44. Energía no suministrada. Escenario 20-20 energía www.centroenergia.cl Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista 0 Base GWh 6000 Página Informe Final 178 Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo ERNC en el SING Energia no suministrada promedio (escenario 20257) 20000 18000 16000 14000 10000 8000 6000 4000 2000 0_Statu Quo 0_(N-1) 0_Mejillones 0_Shock 6_Statu Quo 6_(N-1) Figura 12-45. Energía no suministrada. Escenario Ley 20.257 www.centroenergia.cl 6_Mejillones 6_Shock Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista Base Optimista Pesimista 0 Base GWh 12000
