ER C en Chile a la Práctica - Pontificia Universidad Católica de Chile

POTIFICIA UIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IEE3372 – Mercados Eléctricos
ERC en Chile a la Práctica
Profesor:
Hugh Rudnick Van De Wyngard
Profesional Externo:
Rodrigo Rojas
Alumnos:
Iván Chaparro Ulloa
Cristóbal Muñoz Barañao
Fecha:
lunes 24 de mayo de 2010
Tabla de contenido
Introducción ............................................................................................................................ 3
1
Energías Renovables No Convencionales ...................................................................... 4
2
Marco Legal Chileno ...................................................................................................... 7
3
4
2.1
Normativa del Sector Eléctrico ................................................................................ 7
2.2
Normativa Ambiental .............................................................................................. 8
Estado Actual de las ERNC en Chile ........................................................................... 10
3.1
Penetración de las ERNC ....................................................................................... 10
3.2
Obras en Construcción ........................................................................................... 11
3.3
Proyectos en Carpeta ............................................................................................. 13
3.4
Futuros Inversionistas ............................................................................................ 15
Análisis de las ERNC en Chile ..................................................................................... 18
4.1
Necesidad a futuro de ERNC en Chile .................................................................. 18
4.2
Costos de las Tecnologías ...................................................................................... 20
4.3
Potencial de desarrollo de ERNC en Chile ............................................................ 23
4.4
Ley de ERNC N° 20.257 ....................................................................................... 25
4.4.1
Costo Tecnológico de expansión de ERNC ................................................... 25
4.4.2
Costo Tecnológico de expansión del Sistema ................................................ 27
4.4.3
Multa en Contratos Bilaterales de Energía ..................................................... 28
4.5
Efecto del nuevo sistema de licitaciones en ERNC ............................................... 29
5
Situación de las Energías Renovables en otros países .................................................. 31
6
Conclusiones................................................................................................................. 33
7
Referencias ................................................................................................................... 35
8
Anexos .......................................................................................................................... 37
8.1
Fórmula Costo Monómico ..................................................................................... 37
8.2
Tablas ..................................................................................................................... 37
2
Introducción
En la actualidad el tema del cambio climático ha estado muy presente en
discusiones internacionales debido a las catastróficas consecuencias que éste tendría sobre
el planeta y sus efectos en la humanidad. Un ejemplo de lo anterior, es la cumbre que se
llevó a cabo en diciembre del 2009, en la ciudad de Copenhague, en la cual distintos actores
de la comunidad mundial intentaron llegar a un punto en común sobre como la humanidad
debía hacer frente a este fenómeno en los próximos años.
Por ello, es importante conocer las medidas de mitigación de emisiones del principal
causante del cambio climático, el dióxido de carbono (CO2), que se están adoptando a nivel
internacional y por sobre todo conocer que se está haciendo a nivel nacional, de manera de
encontrar nuevas posibilidades de inversión y avanzar en ese sentido.
Uno de los sectores de la economía, que presenta las mayores emisiones de CO2 es
el sector Energía, pero que además presenta el mayor potencial de abatimiento de estas. Es
en esto último, donde juegan un rol clave las Energías Renovables No Convencionales
(ERNC), debido a su característica de generar electricidad con muy bajas o nulas emisiones
de CO2.
Otro rol importante que cumplen las ERNC son las de diversificar la matriz
energética y así lograr una mayor independencia del país en este sentido.
En esta investigación se pretende entregar una detallada radiografía de los proyectos
de ERNC en Chile. Haciendo un catastro de los proyectos en operación, proyectos en
construcción, proyectos en tramitación ambiental y proyectos en etapas preliminares.
Además de enlistar los proyectos antes mencionados se estudiaran los actores que
juegan un rol importante en tales proyectos (empresas, inversionistas, Estado, comunidades,
etc.), el marco regulatorio que se aplica actualmente en Chile y los incentivos y barreras
para la entrada de nuevos proyectos de ERNC.
Con lo anterior se pretende tener una visión acabada de estas tecnologías, conocer
las verdaderas necesidades de ERNC del país y así definir el tipo de proyecto que es
realmente rentable para un inversionista interesado en ERNC en Chile. Además, se busca
poder concluir si el país logrará de aquí al año 2024, alcanzar las metas de desarrollo de las
ERNC que se han propuesto.
3
1
Energías Renovables o Convencionales
El sector Energía junto con el sector Transporte, de la economía de un país,
generalmente son los sectores que más incidencia tienen en la emisión de Gases de Efecto
Invernadero (GEI). Como se mencionó anteriormente, este informe está basado en el sector
Energía y en especial en las fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
La primera distinción que se debe hacer y que se menciona bastante en la literatura,
es la de la diferencia que existe entre el concepto entre fuentes de Energías Renovables y
Energías Renovables No Convencionales. Las primeras corresponden a: “fuentes
energéticas de uso sustentable en el tiempo” (1), dentro de las cuales están las fuentes:
•
•
•
•
•
•
Hidroelectricidad.
Geotermia.
Eólica.
Solar.
Biomasa.
Mareomotriz.
Lo primero que se observa, es que en las fuentes de Energías Renovables no se
discrimina por el tamaño o potencia de la central asociada a dicha fuente, siendo esta una
definición aceptada internacionalmente.
Por otra parte, las ERNC corresponden a una distinción realizada en nuestro país
que tiene su origen en el ámbito legal, para distinguir algunas fuentes ya existentes de otras
a las cuales se quiere fomentar. La definición que se realiza de este tipo de fuentes de
energía, en la Ley N° 20.257 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (2) es
la siguiente:
“Medios de generación no convencionales: los que presentan cualquiera de las siguientes
características:
1) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa,
correspondiente a la obtenida de materia orgánica y biodegradable, la que puede ser
usada directamente como combustible o convertida en otros biocombustibles
líquidos, sólidos o gaseosos. Se entenderá incluida la fracción biodegradable de los
residuos sólidos domiciliarios y familiares”
2) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia
máxima sea inferior 20 megawatts.
3) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía geotérmica, entendiéndose
por tal la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra.
4
4) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía solar, obtenida de la
radiación solar.
5) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía eólica, correspondiente a la
energía cinética del viento.
6) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de los mares,
correspondiente a toda forma de energía mecánica producida por el movimiento de
las mareas, de las olas y de las corrientes, así como la obtenida del gradiente
térmico de los mares.
7) Otros medios de generación determinados fundamentalmente por la Comisión, que
utilicen energías renovables para la generación de electricidad, contribuyan a
diversificar las fuentes de abastecimiento de energía en los sistemas eléctricos y
causen un bajo impacto ambiental, conforme a los procedimientos que establezca el
reglamento.”
En la definición de ERNC, entregada en la Ley N° 20.257, se observa que el
carácter de “No Convencionales” se debe a que se busca excluir a las centrales de
generación eléctrica en base a energía hidráulica que sean de gran tamaño. Esto último, se
debe principalmente a las grandes economías de escala y rentabilidades que se presentan en
las grandes centrales hidráulicas de embalse, ya existentes en nuestro país.
Una breve descripción de las tecnologías renovables no convencionales se presenta
a continuación (3):
•
•
•
•
Mini Hidroelectricidad: Son centrales hidroeléctricas pequeñas de potencia
nominal entre 30 y 50 MW o inferior, instaladas en ríos de bajo caudal. Por
lo general estas centrales pueden acumular agua durante el día para generar
durante las horas de punta.
Geotermia: Son centrales que generan con el vapor producido por la
actividad volcánica. Se alimentan del vapor saturado extraído desde un
acueducto subterráneo e inyectado a la planta de generación. Una vez usado,
el vapor se enfría y se devuelve al acueducto. Las primeras centrales
geotérmicas se construyeron en los años cuarenta, por lo que se trata de una
tecnología desarrollada y conocida. Más aun, una vez verificada la fuente
termal, la generación geotérmica es casi constante a lo largo del tiempo. Por
ejemplo, los factores de planta de las centrales mexicanas Cerro Prieto (700
MW) y Los Azufres (200 MW) fluctúan entre 85 y 90%.
Eólica: Son centrales que usan al viento para mover las aspas de los
generadores. La tecnología se ha perfeccionado bastante a lo largo de los
años y hay varios proveedores de equipos.
Solar: Esta fuente usa al sol para generar electricidad mediante paneles
fotovoltaicos.
5
•
•
Biomasa. Esta tecnología corresponde a centrales térmicas convencionales
cuyo combustible se considera renovable, como son desechos forestales y
desperdicios industriales. a combustible es gas natural (principalmente
metano) que generan los desechos y la basura.
Mareomotriz: Esta fuente usa el movimiento de las mareas para generar
electricidad.
Como se mencionó anteriormente la generación eléctrica mediante fuentes de
energía renovables, juega un rol muy importante a nivel mundial debido a que permiten que
en los distintos países se diversifique la matriz energética, reduciendo la dependencia de
combustibles provenientes de otros países, y que al ser fuentes “limpias”, es decir con
emisiones de GEI nulas, ayudan a combatir el cambio climático que está afectando al
planeta.
6
2
Marco Legal Chileno
2.1 Normativa del Sector Eléctrico
El sector eléctrico chileno, en la actualidad, se encuentra regulado por la ley general
de servicios eléctricos, que tiene como base el Decreto con Fuerza de Ley (DFL) del año
1982, en el cual se producen una serie de modificaciones radicales al sector eléctrico. Lo
más notable es que se introduce el concepto de eficiencia económica en el sector desde un
punto de vista global, esto quiere decir que se reconoce que puede existir competencia en la
generación y monopolio en transmisión y distribución. A esto se suma la regulación de
concesiones y el establecimiento del mecanismo de fijación de tarifas eléctricas, siendo dos
de los aspectos más relevantes el uso de una metodología marginalista para la fijación de
precios y el pago de peajes por el uso de la red de transmisión. Toda esta estructura del
mercado eléctrico en nuestro país, en sus inicios, fue pionera en el mundo, siendo
implementada, en años posteriores, en gran parte del mundo (4).
El DFL del año 1982, hasta el día de hoy, ha sufrido modificaciones que van pos de
mejorar la eficiencia y seguridad del sistema, a través de nuevas leyes y/o normas técnicas.
Pero es recién en el año 2004, en la Ley N° 19.940 llamada “Ley Corta I”, en donde por
primera vez se menciona a las fuentes de energías renovables no convencionales y se hace
un estímulo a ellas. En el artículo 71-7 de dicha ley, se menciona lo siguiente (5):
“Los propietarios de los medios de generación conectados al sistema eléctrico respectivo
cuya fuente sea no convencional, tales como geotérmica, eólica, solar, biomasa,
mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas, cogeneración y otras similares
determinadas fundadamente por la Comisión, cuyos excedentes de potencia suministrada al
sistema sea inferior a 20 megawatts, estarán exceptuados del pago total o de una porción de
los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los
sistemas de transmisión troncal, conforme a los criterios establecidos en los incisos
siguientes.”
De este primer acercamiento con las ERNC que se hizo, se desprenden dos puntos
importantes. El primero, es que se mencionan los medios de generación con fuentes no
convencionales y se hace la distinción de las pequeñas centrales hidroeléctricas de las
grandes centrales hidráulicas de embalse, las cuales no son consideradas en el carácter de
“no convencional”. El segundo punto es el estímulo económico que se les hace a los
proyectos de ERNC existentes y venideros, a través del no pago de los costos de
transmisión de la energía que producen, si bien este incentivo buscaba producir un aumento
en la inversión y por ende en la energía producida por tales medios de generación, en los
años posteriores no hubo un aumento significativo de las inversiones debido a que tal
estímulo no atacaba la real problemática de las ERNC, la cual es la falta de competitividad
7
frente a las fuentes “convencionales”, las que presentan costos medios muchísimo más
bajos.
El gran impulso que han tenido las ERNC en nuestro país, se dio a través de la Ley
N° 20.257 llamada “Ley ERNC”, que incorpora modificaciones a la ley general de
servicios eléctricos. En esta, como se mencionó anteriormente, se realiza una descripción
detallada de cuáles son los medios de generación eléctrica en base a fuentes de energías
renovables no convencionales, junto con la siguiente obligación (2):
“Cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde los sistemas eléctricos con
capacidad instalada superior a 200 megawatts para comercializarla con distribuidoras o con
clientes finales, estén o no sujetos a regulación de precios, deberá acreditar ante la
Dirección de Peajes del CDEC respectivo, que una cantidad de energía equivalente al 10%
de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas,
por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados.”
Se menciona además, que esta obligación será efectiva a partir del año 2010 y que
partirá en un 5% de los retiros, para así ir aumentando gradualmente hasta llegar al 10% el
año 2024, aplicándose multas a las empresas que no la cumplan, entre otros mecanismos
asociados.
Cabe resaltar que este incentivo es mucho más potente que el realizado en la “Ley
Corta I”, debido a que no solo se busca dar un beneficio monetario directo, sino que además
se busca que las ERNC no compitan con los medios de generación convencionales, creando
así un sub-mercado (de un 10% del total en el año 2024) en el cual solo compiten las ERNC
entre sí. Esto último, permite que las ERNC tengan asegurada su cuota de mercado,
entregándoles seguridad, estabilidad y disminución del riesgo a los inversionistas en este
tipo de medios de generación.
En la actualidad, aún se encuentra en discusión si la “Ley ERNC” fue la mejor
alternativa en términos de promover el desarrollo de proyectos de ERNC y de reducir las
emisiones de GEI en nuestro país. Existen expertos que señalan que el porcentaje señalado
en la ley debiera haber sido bastante mayor, otros mencionan que se debiera haber adoptado
un sistema de subvención directa a dichas fuentes, entre otras discusiones que serán
abordadas en el presente informe a través de la justificación y la necesidad de un mayor
desarrollo de ERNC en nuestro país.
2.2 Normativa Ambiental
En nuestro país, existe una normativa asociada a la regulación de temas de carácter
ambiental, la que corresponde a la Ley N° 19.300 sobre bases generales del medio
ambiente. En esta se genera una institucionalidad en torno a los temas que puedan afectar el
8
medio ambiente en nuestro país, mediante la creación de entidades regulatorias, del Sistema
de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y de normas (6).
El SEIA, es un mecanismo que permite decidir qué proyectos o actividades, dentro
de un grupo debidamente señalado, pueden ejecutarse o modificarse por medio de la
evaluación de sus impactos ambientales. Los proyectos que están asociados al sector
eléctrico y que deben pasar por el SEIA, son: líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje
junto con sus subestaciones y las centrales generadores de energía con una capacidad
instalada mayor a 3 MW, es decir, prácticamente la totalidad de los proyectos asociados al
sector eléctrico.
Los proyectos del sector eléctrico que entran al SEIA, se encuentran entre 1 a 2 años
en evaluación dependiendo del tamaño, impactos y alcances de tal, lo cual significa un
tiempo considerable dentro de los plazos de desarrollo de los proyectos. Esto último
adiciona dos efectos negativos: un retardo en los tiempos de puesta en marcha del proyecto
y un aumento en el riesgo desde el punto de vista de los inversionistas.
En la Ley de bases generales sobre el medio ambiente no se realiza una distinción
entre los proyectos de generación eléctrica mediante fuentes convencionales y las ERNC,
siendo que estos últimos presentan impactos sustantivamente menores y ayudan a reducir
impactos ambientales que se podrían presentar si este tipo de proyectos no se llevaran a
cabo, es decir si no se realizan proyectos ERNC serán reemplazados por proyectos
convencionales causando un impacto ambiental negativo mucho mayor.
9
3
Estado Actual de las ERC en Chile
Para poder estudiar el futuro de las ERNC en Chile es necesario entender cómo han
evolucionado en el tiempo, cuales se han sido las de mayor desarrollo y el motivo de este
desarrollo, los potenciales energéticos de las distintas tecnologías ERNC en Chile y quienes
poseen los derechos de explotación, cuales son las barreras de entrada de estas tecnologías.
Es decir, tener un panorama claro del estado actual de las ERNC en Chile y desde ahí hacer
un análisis sobre el comportamiento futuro.
A continuación se presenta una descripción sobre la evolución de las ERNC en
Chile.
3.1 Penetración de las ERNC
Para este estudio sólo se consideró el Sistema Interconectado Central, donde la
influencia de las ERNC en el desarrollo futuro de este sistema eléctrico es mucho más
fuerte. En el SING, la presencia de ERNC es menor siendo de un 0,4% de la capacidad
instalada, además prácticamente no existen proyectos de Energías Renovables No
Convencionales en carpeta para este sistema. Por otro lado, debido al tamaño de los
sistemas Aysén y Magallanes, no fueron considerados en este documento.
Para tener una idea inicial del estado actual de las ERNC en Chile, es necesario
estudiar la participación de estas tecnologías en la generación de electricidad en los últimos
10 años. En la Ilustración 1, se puede observar la generación eléctrica de cada tecnología en
el SIC, es claro ver que corresponde a un sistema eléctrico hidrotérmico en donde
predominan las centrales hidráulicas de embalse, grandes centrales de pasada y centrales
térmicas de carbón, gas y diesel.
De este gráfico es posible notar el bajo porcentaje de generación con Energías
Renovables No Convencionales en la actualidad, este no supera el 4% de la generación
total. No obstante lo anterior, en los últimos años la participación de estas tecnologías ha
ido en aumento, esto se ha debido al ingreso de centrales eólicas y de nuevas centrales de
biomasa y mini-hidro, incentivadas por Ley N° 20.257 que entró en vigencia el año 2008.
La variabilidad de la generación ERNC se explica principalmente por la tecnología
biomasa, cuya disponibilidad de combustible depende de desechos industriales.
10
45,000
4.0%
40,000
3.5%
35,000
3.0%
Desechos Forestales
2.5%
Mini Hidro
2.0%
Carbón
1.5%
Gas
10,000
1.0%
Diesel
5,000
0.5%
Hidro Pasada
0
0.0%
Hidro Eembalse
30,000
25,000
20,000
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
15,000
2000
[GWh año]
Generación Anual SIC
Eólica
ERNC [%]
Ilustración 1 – Fuente: (7).
Según los datos obtenidos del CDEC-SIC y presentes en la Ilustración 1, se puede
concluir que el crecimiento de las tecnologías ERNC para los próximos años debe ser
intensivo si es que se desea cumplir con lo estipulado en la Ley de ERNC. Es aquí donde se
abre la posibilidad a nuevas inversiones en el sector eléctrico.
El efecto que tiene la Ley de ERNC en el mercado eléctrico chileno, incluida la
multa por el incumplimiento de los porcentajes de generación será tratado más adelante en
este estudio.
3.2 Obras en Construcción
La Comisión Nacional de Energía, dos veces al año, debe calcular el precio de nudo
de energía y potencia para el SIC. Para ello realiza una proyección de la demanda
energética para los próximos años, además de un plan de obras recomendado, de manera de
poder satisfacer la demanda de forma confiable.
En base a los datos obtenidos del Informe Técnico de Precio de Nudo
correspondiente al mes de abril del 2010, se proyectó la matriz energética para los años
2010, 2011 y 2012 de manera de tener una estimación de la participación de ERNC en el
futuro.
11
En la Ilustración 2 se puede observar la proyección de la capacidad instalada del
SIC para los próximos tres años, esta se realizó en base al plan de obras en construcción
según la CNE.
Es posible notar un aumento en la capacidad de parques eólicos, así como de
centrales de biomasa y en menor medida de centrales mini-hidro, por lo que resulta claro
que la CNE prevé que son este tipo de tecnologías la base para la expansión del parque
generador de energías renovables no convencionales.
Proyección Capacidad Instalada SIC
16,000
4.5%
14,000
4.0%
3.5%
12,000
3.0%
[MW]
10,000
4,000
Biomasa
2.0%
Térmica
1.5%
Hidro Pasada
1.0%
Hidráulica Embalse
2,000
0.5%
0
0.0%
2009
2010
2011
Mini Hidro
2.5%
8,000
6,000
Eólica
ERNC [%]
2012
Ilustración 2 – Fuente: (8).
En base al parque generador proyectado anteriormente, teniendo en cuenta el
porcentaje promedio de generación en años anteriores y la demanda proyectada según
CNE, es posible estimar el porcentaje de generación eléctrica proveniente de ERNC de los
próximos años.
En la Ilustración 3 se muestran los resultados de la estimación descrita
anteriormente. La generación con ERNC bordea el 5% con lo cual se estaría dando
cumplimiento con lo estipulado en la Ley justo en el límite, además se debe tener en cuenta
que esto es válido sólo si es que no existe ningún tipo de imprevisto o retraso en la
construcción de las obras y si la demanda eléctrica no aumenta más de los previsto. Es
12
decir, con las centrales actualmente en construcción no existe plena seguridad de que se
logre cumplir con la Ley y en años posteriores el escenario es aún más incierto.
Proyección Generación de ERNC SIC
50,000
6.0%
45,000
5.0%
40,000
[GWh año]
35,000
4.0%
30,000
Total Anual [GWh año]
3.0%
25,000
Total ERNC [GWh año]
20,000
2.0%
15,000
10,000
ERNC [%]
1.0%
5,000
0
0.0%
2009
2010
2011
2012
Ilustración 3 – Fuente: (8).
3.3 Proyectos en Carpeta
Todo proyecto que involucre el desarrollo de una central de generación de energía
eléctrica de más de 3 MW de potencia instalada, debe ser sujeta a un Estudio de Impacto
Ambiental. Este estudio junto con su resultado son de acceso público, por lo que es posible
conocer el tipo de proyecto que están en carpeta en la actualidad.
En la Tabla 1 se muestran todos los proyectos correspondientes a ENRC ingresados
a Estudio de Impacto Ambiental. La gran mayoría de los proyectos consisten en parques
Eólicos, sumando un total de 1604,74 MW con un potencial de inversión de 3325,9
MMUS$. En segundo lugar se encuentra la tecnología Mini Hidráulica de Pasada con una
potencia de 127,41 MW llegando a una inversión total de 278,7 MMUS$. Por último, se
encuentran dos proyectos de centrales Fotovoltaicas en el norte grande con una potencia de
18 MW y una inversión de 80 MMUS$.
13
Tabla 1: Proyectos de ERC en Carpeta. Fuente: (9).
ombre
Tecnología
Capacidad
[MW]
Región
Estado E-SEIA
Inversión
[MMUS$]
Generadora Eólica Punta Curaumilla
Eólica
9
Quinta
En Calificación
17,9
Parque Eólico Chome
Eólica
9
Octava
Aprobada
15
Parque Eólico Laguna Verde
Eólica
24
Quinta
Aprobada
47
Parque Eólico Talinay
Eólica
500
Cuarta
Aprobada
1000
Parque Eólico Minera Gaby
Eólica
40
Segunda (SING)
Aprobada
86
Parque Eólico La Cachina
Eólica
66
Cuarta
Aprobada
123
Ampliación Parque Eólico Lebu
Eólica
6,24
Octava
Aprobada
6
Proyecto Eólico Quillagua
Eólica
100
Segunda (SING)
Aprobada
230
Parque Eólico El Pacífico
Eólica
72
Cuarta
Aprobada
144
Parque Eólico La Gorgonia
Eólica
76
Cuarta
Aprobada
175
Granja Eólica Calama
Eólica
250
Segunda (SING)
Aprobada
700
Parque Eólico Punta Palmeras
Eólica
103,5
Cuarta
Aprobada
230
Proyecto Parque Eólico Hacienda Quijote
Eólica
26
Cuarta
Aprobada
63
Parque Eólico Lebu Sur
Eólica
108
Octava
En Calificación
224
Parque Eólico Las Dichas
Eólica
16
Quinta
En Calificación
30
Proyecto Parque Eólico Valle de los Vientos
Eólica
99
Segunda (SING)
En Calificación
0,002
Parque Eólico Arauco
Eólica
100
Octava
En Calificación
235
Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 2
Fotovoltaica
9
Segunda (SING)
En Calificación
40
Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 1
Fotovoltaica
9
Segunda (SING)
Aprobada
40
Central Hidroeléctrica Butamalal
Mini Hidro
12
Octava
Aprobado
25
Central Hidroeléctrica de Pasada Canal Bío-Bío Sur
Mini Hidro
7,1
Octava
En Calificación
12
Central Hidroeléctrica de Pasada Rio Blanco,
Hornopiren
Mini Hidro
18
Décima
Aprobado
25
Central Hidroeléctrica Los Hierros
Mini Hidro
19,85
Séptima
En Calificación
50
Central Hidroeléctrica Mallarauco
Mini Hidro
3,4
RM
En Calificación
8,9
Central Hidroeléctrica Río Huasco
Mini Hidro
4,3
Tercera
En Calificación
9
Mini Central Hidroeléctrica Cayucupil
Mini Hidro
6
Octava
En Calificación
12,8
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada El Callao
Mini Hidro
3,2
Décima
En Calificación
7,5
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Río Blanco
Rupanco
Mini Hidro
5,5
Décima
Aprobado
15
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Río Negro
Mini Hidro
8
Décima
En Calificación
20
Minicentral Hidroeléctrica El Diuto
Mini Hidro
3,16
Octava
Aprobado
6,5
Minicentral Hidroeléctrica Piruquina
Mini Hidro
7,6
Décima
Aprobado
24
Mini Hidro
9
Decimocuarta
Aprobado
22
Mini Hidro
8,5
Décima
Aprobado
20
Pequeña Central Hidroeléctrica Dongo
Mini Hidro
5
Décima
Aprobado
9
Proyecto Hidroeléctrico Ensenada-Río Blanco. Parte
N°2
Mini Hidro
6,8
Décima
Aprobado
12
Modificación Central Hidroeléctrica Florín (ex Don
Alejo)
Modificación Minicentral Hidroeléctrica de Pasada
Nalcas
14
De esta información se puede inferir que la tecnología ERNC con mayor potencial
en Chile es la eólica, según el sector privado, específicamente en las regiones cuarta, quinta
y octava, este efecto se estudia más profundamente en la sección 4.4.3 de este trabajo.
Siguiendo con el análisis, el mayor potencial energético de tecnología mini-hidro se
encuentra en la décima región. Las razones e incentivos de esta repartición geográfica y
tecnológica de proyectos ERNC se analizarán más adelante en este estudio.
3.4 Futuros Inversionistas
Realizando un análisis de los actores participantes en los futuros proyectos, se puede
tener una idea clara de quienes están desarrollando proyectos en Chile y de donde son los
capitales que invierten en el sector eléctrico chileno.
En la Tabla 2 se muestra un listado con todos los inversionistas de proyectos de
ERNC actualmente en carpeta en Chile. Si bien muchos de estos proyectos no se llevarán a
cabo o se venderán a otras empresas, este es un buen catastro para realizar un primer
análisis sobre el interés de los inversionistas en las ERNC.
Principalmente las grandes inversiones están enfocadas en parques generadores
eólicos de gran tamaño, destacan Eólica Talinay de capitales españoles con 500 MW,
Codelco Chile con 250 MW e Ingeniería Seawind Sudamérica de capitales ingleses con 175
MW, esta última corresponde a cuatro proyectos eólicos.
La participación de la Mini-Hidro es bastante menor que la Eólica, tanto en
inversión como en capacidad instalada, aún así existen proyectos de inversionistas
extranjeros en esta tecnología.
15
Tabla 2: Inversionistas en ERC en Chile. Fuente: (9).
Tecnología
Inversión [MMUS$]
Capacidad [MW]
úmero
Proyectos
Eólica Talinay S. A. (ENHOL)
Eólica
1000
500
1
Codelco Chile, División Codelco Norte
Eólica
700
250
1
Chile
Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda.
Eólica
394
175
4
Inglaterra
Eolic Partners Chile S.A.
Eólica
319
148
2
Alemania
Element Power Chile S.A.
Eólica
235
100
1
Estados Unidos
ACCIONA ENERGIA CHILE S.A.
Eólica
230
103,5
1
España
Inversiones BOSQUEMAR Ltda
Eólica
224
108
1
Chile
Ener-Renova
Eólica
153
82
2
España
Calama Solar S.A.
Fotovoltaica
80
18
2
España
Besalco Construcciones S.A
Mini Hidro
50
19,85
1
Chile
Eólica
47
24
1
Chile
HIDROENERGIA CHILE LTDA
Mini Hidro
45
26
1
Italia
Hidroaustral S.A.
Mini Hidro
35
14
2
Italia
RPI Chile Energías Renovables S.A.
Mini Hidro
25
12
1
Austria-España
Endesa Eco
Mini Hidro
24
7,6
1
Italia
Empresa Eléctrica Florín S.A.
Mini Hidro
22
9
1
Chile
Eólica
18
9
1
Alemania
Inversionista
Inversiones EW Limitada
Handels und Finanz AG Chile S.A.
País
España
Hidroeléctrica Cayucupil Ltda
Mini Hidro
13
6
1
Chile
HIDROELÉCTRICA ENSENADA S. A.
Mini Hidro
12
6,8
1
Chile
Mainco S.A.
Mini Hidro
12
7,1
1
Chile
Hidroeléctrica Río Huasco S.A.
Mini Hidro
9
4,3
1
Chile
Hidroeléctrica Dongo Ltda.
Mini Hidro
9
5
1
Chile
Hidroeléctrica Mallarauco S.A.
Mini Hidro
9
3,4
1
Chile
Hidroenersur S.A.
Mini Hidro
8
3,2
1
Italia
Asociación de Canalistas del Laja
Mini Hidro
7
3,16
1
Chile
Cristalerías Toro S.A.I.C.
Eólica
6
6,24
1
Chile
Parque Eólico Valle De Los Vientos S.A.
Eólica
0,002
99
1
Alemania
Es posible notar que existe una amplia gama de proyectos en carpeta, esto habla de
que el gran potencial energético existente en nuestro país está siendo considerado como una
oportunidad de inversión seria. Además destaca la gran participación extranjera en
proyectos de ERNC, en la Tabla 3, se muestra la inversión y potencia instalada segregada
por el origen de los capitales financieros. Un 70% de los futuros proyectos de ERNC
proviene de países foráneos, de los cuales la mayoría exhibe una gran tradición en energías
renovables.
16
Tabla 3: Proyectos de ERC en Carpeta por País. Fuente: (9).
País
Inversión [MMUS$]
Capacidad [MW]
Porcentaje Inversión
Chile
1119
453
30%
España
1488
716
40%
Inglaterra
394
175
11%
Alemania
337
256
9%
Estados Unidos
235
100
6%
Italia
112
51
3%
Extranjeros
2565
1297
70%
Total
3685
1750
100%
17
4
Análisis de las ERC en Chile
Las ERNC en el mundo han ido adquiriendo bastante importancia, debido a diversos
temas como: nuevas legislaciones, impuestos a emisiones, oportunidades de negocios,
diversificación de la matriz energética, entre otros. Específicamente, en nuestro país,
también se han ido presentando diversos requerimientos y/o necesidades de medios de
generación eléctrica mediante ERNC, asociados a dos temas que se han ido presentando en
las discusiones sobre el futuro del sector en Chile: Independencia Energética y Cambio
Climático.
Una vez estudiados el marco legal chileno y el estado actual de las ERNC en Chile, es
posible realizar un análisis más acabado del futuro de este tipo de tecnologías y de las
posibilidades de inversión que surgen en nuestro país.
4.1 Necesidad a futuro de ERNC en Chile
En Chile, en los últimos años, como se mencionó anteriormente, se han introducido
modificaciones a la legislación del sector eléctrico que buscan fomentar al desarrollo de las
ERNC. La principal obligación que se impuso al mercado es el requerimiento de la llamada
“Ley ERNC”, que busca asegurar una cuota de mercado a las ERNC a partir del año 2010.
Debido a lo anterior, tendremos que año a año y hasta el 2024, tendremos un
requerimiento de energía eléctrica producida con ERNC debido a lo impuesto en la
legislación vigente. En la Ilustración 4 se logra apreciar cual es la energía eléctrica
requerida que sea proveniente de ERNC año a año, en base a las estimaciones de demanda
del SIC de clientes libres y regulados, entregadas en el Informe Técnico de Fijación de
Precios de Nudo de Abril de 2010.
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
12%
10%
8%
6%
Demanda
4%
ERNC requerida
2%
Ley ERNC
0%
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Energía (GWh)
Proyección Energía requerida ERNC
Ilustración 4 - Fuente: Elaboración Propia.
18
En la Ilustración 4, se puede observar que los requerimientos de energía eléctrica
generada mediante ERNC impuestos por la ley, son muy pequeños en comparación a la
demanda proyectada en el SIC. Además, esta diferencia se acrecienta año a año debido a
que la tasa de crecimiento de la demanda es del orden del 5.3% en comparación con el
crecimiento de 5% requerido por ERNC hasta el año 2014, que luego aumenta en 0.5%
anual hasta llegar a 10%, recién el 2024.
Otra proyección interesante de realizar, desde el punto de vista de los futuros
desarrollos, es la proyección de capacidad instalada de diversas fuentes de ERNC en base a
los requerimientos energéticos de estos medios de generación proyectados anteriormente.
Además, para realizar esta proyección es necesario conocer como se desarrollará el parque
generador de ERNC y los factores de planta de tales fuentes (ver Anexos). Esto se realizó
en base al desarrollo del parque que se tendrá para el año 2012, considerando los proyectos
actualmente en construcción y los que ya están en funcionamiento, obteniendo que en el
futuro exista un 30% de generación en base a mini-hidro, 34% a eólico y un 36% a
biomasa. Cabe mencionar que se realizó esta aproximación gruesa de los desarrollos de
ERNC en nuestro país, ya que no existen estudios disponibles en donde se realice una
proyección de la distribución del parque generador. La proyección antes mencionada se
muestra a continuación en la Ilustración 5, de la cual se obtiene que sea muy probable que
la capacidad instalada de energía eólica sea muy superior que el de biomasa y el de minihidro, principalmente debido a que su factor de planta es bastante pequeño (30%).
Capacidad Instalada requerida ERNC - SIC
Capacidad Instalada (MW)
2500.00
2000.00
1500.00
Biomasa
1000.00
Eólica
Mini-hidro
500.00
0.00
Ilustración 5 - Fuente: Elaboración Propia.
19
4.2 Costos de las Tecnologías
Un inversionista que quiera empezar a evaluar un proyecto eléctrico en Chile, debe
comenzar por identificar las tecnologías competitivas en el mercado. Para ello, un primer
paso es comparar costos de inversión y costos monómicos de energía de cada tecnología.
Si bien las distintas realidades en el mundo pueden hacen variar los costos
tecnológicos de las energías renovables, es bueno tener una primera impresión sobre los
costos de cada tecnología y después profundizar en el detalle del proyecto.
La variabilidad de costos tecnológicos e inversión se observa en el amplio rango en
los valores de la Tabla 4.
Debido a que las tecnologías renovables son nuevas y están en continuo desarrollo y
mejoramiento, se prevé que en el futuro estas reducirán sus costos de inversión, costos fijos
y costos variables. Las razones de estas reducciones de costos se pueden explicar debido a
mejoras tecnológicas que se puedan producir, economías de escalas que puedan surgir en la
construcción de centrales como consecuencia de la masificación en su uso y el mayor
conocimiento en el funcionamiento de las centrales de energías renovables.
En la Tabla 4, se muestra una estimación de costos de inversión y tecnológicos para
energías renovables. En la actualidad las energías renovables más económicas resultan ser
biomasa, mini-hidro, geotérmica y eólica, mientras que las tecnologías solares y
mareomotrices resultan ser las menos competitivas, no es coincidencia que justamente estas
últimas tecnologías sean las de menor desarrollo a nivel mundial, ver Ilustración 6.
La proyección realizada al año 2030 muestra reducciones considerables en los costos
de generación eléctrica para las tecnologías solares y mareomotrices, sin embargo estas aún
seguirán siendo menos competitivas que las tecnologías de biomasa, mini-hidro, geotérmica
y eólica. Cabe destacar que las diferencias disminuyen, los costos se emparejan, por lo que
las posibilidades de inversión en estas tecnologías aumentarán con el avance del tiempo y
no se pueden descartar de plano.
20
Tabla 4: Costos de Inversión y Monómicos de Energías Renovables. Fuente: (10).
2008
2030
Costo de Inversión
[US$/kW]
Precio monómico de Energía
[US$/MWh]
Costo de Inversión
[US$/kW]
Precio monómico de Energía
[US$/MWh]
Biomasa
2960-3670
50-140
2550-3150
35-120
Hidráulica
1970-2600
45-105
1940-2570
40-100
Geotérmica
3470-4060
65-80
3020-3540
55-70
Eólica Onshore
1770-1960
90-105
1440-1600
70-85
Eólica Offshore
2890-3200
100-120
2280-2530
80-95
Solar Térmica
3470-4500
135-370
1730-2160
70-220
Solar Fotovoltaica
5730-6800
360-755
2010-2400
140-305
Mareomotriz
5150-5420
195-220
2240-2390
100-115
Tecnología
Generación Mundial con Renovables 2007
3500000
3162165
3000000
2500000
2000000
1500000
1000000
Energía [GWh-año]
500000
550
681
4104
61819
158237 173317
0
Ilustración 6 - Fuente: (11).
Por otro lado, no se puede obviar a las tecnologías convencionales. Si bien es cierto
que las energías renovables poseen incentivos importantes para su desarrollo por parte de
algunos estados, no se puede olvidar que estas siempre competirán con tecnologías
convencionales de generación eléctrica, por lo que en un análisis de costos de inversión y
tecnológicos no pueden estar ausentes.
21
Debido a que las tecnologías térmicas como son carbón, gas natural y diesel se han
desarrollado durante muchos años en todo el mundo, no se espera que sus costos de
inversión y de operación cambien significativamente en el futuro. Por lo que no se cometen
grandes errores si se asume que estos costos actuales permanecen constantes en el tiempo.
En la Tabla 5, se muestran costos de inversión y tecnológicos para centrales
térmicas presentes en nuestro país. El carbón resulta ser la tecnología más competitiva,
seguida de la generación con gas natural y por última la tecnología diesel.
A diferencia de las energías renovables, donde el mayor porcentaje de su costo
monómico está dado por el costo de inversión, en el caso de las tecnologías térmicas este
costo viene dado por el precio del combustible. Debido a la gran volatilidad del precio de
los combustibles fósiles, el costo de la energía cambia continuamente, pero también es
cierto que el precio del carbón históricamente ha estado por debajo del precio del petróleo y
gas natural, además se sabe que los precios entre estos dos últimos combustibles están
altamente correlacionados, ver Ilustración 7. De aquí se concluye que pese a las variaciones
en los precios de los combustibles fósiles, el carbón siempre será más competitivo que el
resto de las tecnologías térmicas convencionales.
Tabla 5: Costos de Inversión y Monómico de Tecnologías Térmicas Convencionales. Fuente: (12) (8).
Tecnología
Costo de Inversión
[US$/kW]
Precio monómico de Energía
[US$/MWh]
Carbón
2223
73,63
GNL
984
107,51
Diesel
685
161,56
18.00
16.00
14.00
12.00
10.00
8.00
6.00
4.00
2.00
0.00
Diesel
GNL
Carbón
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
[US$/Mbtu]
Evolución Precio de Combustibles Fósiles
Ilustración 7 - Fuente: (13).
22
4.3 Potencial de desarrollo de ERNC en Chile
Chile, debido a sus condiciones geográficas y de recursos naturales, presenta
potenciales de desarrollo de diversas fuentes de ERNC. En la literatura y en la prensa, se
menciona el desarrollo de energía eólica en la costa de la IV región, de energía solar en el
norte grande, de biomasa en el sur de nuestro país (asociado a la industria forestal) y de
energía mareomotriz en toda la costa de nuestro país. A esto, se adiciona el ya explotado y
reconocido potencial hidráulico de nuestro país que es aprovechado, en una pequeña parte
para producir energía eléctrica en base a centrales hidráulicas de pasada pequeñas.
En un estudio realizado por las universidades de Chile y Santa María (14), se
calcula el potencial bruto, es decir sin considerar limitaciones físicas y/o económicas, que
existe de diversas fuentes de ERNC en nuestro país, lo cual se muestra a continuación en la
Tabla 6.
Tabla 6: Potenciales Brutos de ERC-SIC, estimación al 2025. Fuente: (14).
Recurso
Potencial Bruto (MW)
Hidráulica
20392
Geotérmica
16000
Eólica
40000
Biomasa
13675
Solar
100000
Fotovoltaica
1000
Total
191067
Se observa que el mayor potencial bruto de capacidad instalada de ERNC en nuestro
país, está asociado a la energía eléctrica proveniente de centrales Solares, a este le sigue la
proveniente de centrales Eólicas. Este análisis va en contra del desarrollo actual del parque
generador de ERNC (centrales eólicas y mini-hidro, como se mencionó anteriormente),
debido a que no está considerando la viabilidad económica y técnica de tales inversiones y
solo lo analiza desde el punto de vista técnico. Debido a esto, para clarificar cual es el
potencial considerando las variables técnicas y económicas, es necesario plantear un
escenario de precios de la energía. En el estudio mencionado anteriormente, se plantean
diversos escenarios de evolución de los precios, en base a proyecciones demográficas y
macroeconómicas. En la Tabla 7 se logra apreciar los potenciales mencionados
anteriormente, que consideran efectos económicos y técnicos, conjuntamente.
23
Tabla 7: Capacidad de potencia instalable técnico-económica de ERC-SIC (2025). Fuente: (14).
Recurso ERC
Potencial
Técnicamente
factible
Escenario
Conservador1
Escenario
Dinámico
Escenario
Dinámico-Plus
Hidráulica
3003
1421
1653
1850
Geotérmica
1500
810
940
1400
Eólica
1500
330
998
1200
Biomasa
3249
461
501
903
Solar
1051
210
210
250
FV
500
100
100
150
Total
10803
3332
4402
7778
% del SIC
47.5%
14.7%
19%
25.3%
Se observa que el máximo potencial de capacidad instalada, factible desde el punto
de vista económico y técnico, en todos los escenarios de precios, corresponde a las
centrales de generación mini-hidro. Este resultado era esperable y va de la mano con el
desarrollo actual del parque, donde las centrales de pasada mini-hidro resultan ser muy
competitivas en comparación a las otras ERNC, inclusive pudiendo competir directamente
con centrales térmicas, con resultados favorables. Este resultado se ve respaldado con los
potenciales de energía generable por tales fuentes, los cuales se muestran en la Tabla 8,
debido a que la generación de energía es uno de los puntos fundamentales del modelo de
negocios de las centrales ERNC, pero no siendo el único.
Tabla 8: Energía generable técnico-económica de ERC-SIC (2025). Fuente: (14).
Recurso ERC
Potencial
Técnicamente
factible
Escenario
Conservador2
Escenario
Dinámico
Escenario
Dinámico-Plus
Hidráulica
15784
7469
8688
9724
Geotérmica
10512
5676
6588
9811
Eólica
3942
867
2623
3154
Biomasa
22769
3231
3511
6328
Solar
1841
368
368
438
FV
657
131
131
197
Total
10803
3332
4402
7778
% del SIC
47.5%
14.7%
19%
25.3%
1
Los escenarios de precios de la energía, están en orden creciente. Siendo el Escenario Dinámico-Plus el más
optimista, según lo señalado en el estudio.
2
Los escenarios de precios de la energía, están en orden creciente. Siendo el Escenario Dinámico-Plus el más
optimista, según lo señalado en el estudio.
24
Otro análisis importante que se puede hacer en base a la energía generable potencial,
es si se logra alcanzar el 10% impuesto por la llamada “Ley ERNC”. Como se puede
observar en la Tabla 8, vemos que en todos los escenarios de precios de la energía, se logra
alcanzar el 10% requerido para el año 2024, si bien el potencial está calculado para el año
2025, si se piensa que en un año es poco probable que varíe en demasía la capacidad
instalada de ERNC es razonable realizar esta comparación.
4.4 Ley de ERNC N° 20.257
Un tema importante en el análisis de posibilidades de inversión en ERNC es la Ley
N° 20.257 que, como se mencionó en la sección 2.1 de este trabajo, estipula una multa
sobre los contratos bilaterales si el 5% de la energía suministrada no proviene de fuentes
ERNC, este porcentaje aumentará a partir del 2015.
Esta Ley tiene como objetivo incentivar las inversiones en ERNC, pero no es
evidente el verdadero impacto que tendrá o está teniendo en el mercado eléctrico. Para
aclarar sus efectos se procederá a realizar un análisis al respecto.
4.4.1
Costo Tecnológico de expansión de ERNC
Para iniciar el análisis se debe clarificar que tipo de tecnología de ERNC tiene
verdaderas posibilidades de desarrollo en nuestro país (3):
•
Mini Hidroelectricidad:
Esta tecnología es madura y de alta disponibilidad en el mercado, además existe
amplio conocimiento acumulado en Chile sobre los caudales y su variabilidad en las
principales cuencas resumidos en estadísticas de a lo menos los últimos 40 años. La
disponibilidad de energía es volátil pero manejable con las reglas actuales de
operación del sistema eléctrico chileno. Se trata de proyectos que seguramente no
requieren subsidios para ser rentables a los precios vigentes.
Posee dos grandes desventajas, primero es que la mayoría de los derechos de agua
para la explotación de este recurso está en poder de dos empresas consagradas en el
sector eléctrico chileno, como son ENDESA y Colbún, por lo que a pesar de tener
un gran potencial de desarrollo, como se vio en la sección 4.3. Además, esta
tecnología enfrenta dificultades debido a los altos costos de las líneas de
transmisión, ya que en el sector transmisión existen notables economías de escala,
ver Ilustración 8. La transmisión de bajas cantidades de energía, como es el caso de
mini-hidro, encarecen de sobremanera los proyectos.
Debido a lo anterior, esta tecnología no representa el principal medio de entrada a
nuevos inversionistas al mercado eléctrico chileno.
25
•
Geotermia:
Su principal limitación es que las prospecciones y perforaciones geológicas
necesarias para investigar la disponibilidad de vapor duran un par de años y son
inciertas. Si bien existen incentivos por parte de la CORFO para realizar este tipo de
investigaciones, no se han obtenido resultados satisfactorios. No se espera que esta
tecnología se desarrolle en nuestro país en el corto plazo.
•
Eólica:
El viento es una fuente de energía volátil, dentro de una misma hora las turbinas
podrían generar desde cero hasta la capacidad máxima, y los factores de planta son
muy bajos, entre 20 y 30%, lo cual hace encarecer los proyectos eólicos.
•
Solar:
La tecnología está disponible sólo a nivel de prototipo y sin mayor desarrollo
comercial, sus costos son muy elevados.
•
Biomasa:
Está ampliamente desarrollada. Por lo tanto es muy confiable y el suministro es
constante, con factores de planta superiores al 90%. La principal desventaja es la
escasez de combustible, debido a que la mayoría proviene de desechos industriales
la masificación de esta tecnología es improbable.
•
Mareomotriz:
Se trata de una tecnología experimental, su generación es muy variable y posee
costos muy elevados.
Ilustración 8 - Fuente: (15).
26
Tomando en consideración lo descrito en la sección 3 y 4.3 sobre el estado de las
ERNC en la actualidad y potenciales de desarrollo de cada tecnología respectivamente,
además de las desventajas descritas anteriormente, se puede distinguir que las tecnologías
eólicas, biomasa y mini-hidro tienen posibilidades reales de desarrollo en Chile. Además,
en la Tabla 17 se muestras los costos para cada una de las tecnologías, es claro que la minihidro sería la de mayor potencial, luego biomasa y por último eólica.
Tabla 9: Costo de Inversión y Monómico de ERC presente en el SIC. Fuente: (8) (12).
Tecnología C Inv. [US$/kW] C Mono. [US$/MWh]
Biomasa
3849
117,48
Eólica
2349
124,48
Mini-Hidro
2291
49,33
Lo anterior no se traduce a la realidad, ya se estudió que la tecnología con mayores
proyectos en carpeta es la eólica, las razones de que esto ocurra provienen de la
accesibilidad a los recursos por parte de los nuevos agentes en el mercado. Los recursos de
biomasa son muy escasos, provienen de actividades forestales de difícil acceso, algo similar
ocurre con mini-hidro donde la mayor parte de los derechos de agua de proyectos rentables
los poseen Endesa o Colbún por lo que no es fácil desarrollar este tipo de proyectos.
Por lo que la tecnología eólica es la de más fácil acceso a nuevos inversionistas en
el sector generación de renovables. Este análisis, concuerda con los datos obtenidos en la
sección 3.3, donde la mayoría de los proyectos futuros de ERNC corresponden a tecnología
eólica. Es por ello, que el costo de expansión de las renovables corresponde al costo
tecnológico eólico que para nuestro país es de 124,48 US$/MWh.
4.4.2
Costo Tecnológico de expansión del Sistema
El costo tecnológico de expansión del sistema corresponde a un análisis a largo plazo
del costo de la energía y está dado por la tecnología en la que se expande el sistema para
poder suministrar la demanda eléctrica.
Debido a que el sistema no se expande en centrales hidráulicas porque los precios de
energía bajarían mucho y no sería rentable invertir en este recurso. Comúnmente la
tecnología de expansión está dada por centrales térmicas, según Tabla 5, el precio
monómico de energía más bajo entre centrales térmicas está dado por el carbón, por lo que
no es erróneo asumir que esta es la tecnología de expansión de sistema con un precio de
73,63 US$/MWh.
Esto se confirma al observar el precio medio de energía según CNE. En la Ilustración
9 se ve que este precio alcanza valores cercanos a los 80 US$/MWh, lo cual se acerca
bastante al precio monómico del carbón.
27
Ilustración 9 - Fuente: (8).
4.4.3
Multa en Contratos Bilaterales de Energía
Toda empresa que posea contratos bilaterales deberá proveer un 5% de su energía de
una fuente de ERNC. En caso contrario, deberá pagar una multa de 0,4 UTM por cada
MWh que no haya sido suministrado con un medio renovable y 0,6 UTM si es reincidente
dentro de los 3 siguientes años.
Una empresa que no posea medios renovables de generación tendrá dos opciones,
comprar energía renovable o simplemente pagar la multa. La empresa decidirá comprar
energía renovable si su precio es más económico que simplemente pagar la multa.
En la actualidad, la UTM está a un precio de $36.862 o US$67,74 (544,2 $/US$) por
lo que cada MWh no suministrado con renovables tendrá un sobrecosto de 27,09
US$/MWh. Debido a que la energía tendrá un costo de 73,63 US$/MWh dado por el
carbón, la empresa no comprará energía renovable no convencional por un precio mayor a
100,72 US$/MWh.
Tabla 10: Costos de Energía y Multa. Fuente: (16) (17) (8).
Pesos Chilenos
[$]
UTM
Dólar
36862
544,2
Tecnología
Costo Monómico
[US$/MWh]
Carbón
73,63
Multa
27,09
Carbón + Multa
100,72
Eólica
124,48
Al observar la Tabla 10, el precio monómico de energía eólica es de 124,48
US$/MWh que está por sobre el precio de indiferencia de pagar la multa. Esto quiere decir
que la Ley de ERNC no tendrá un efecto importante en incentivar la inversión de ERNC,
sino que las empresas preferirán pagar la multa.
28
Esto no significa que no se desarrollarán proyectos renovables, hay que recordar que
este análisis es general, no involucra detalles de cada proyecto, por lo que si pueden existir
proyectos renovables rentables y que las empresas estarán dispuestos a comprar su energía.
Una solución es elevar la multa pero eso traerá consecuencias negativas al desarrollo
económico del país, ya que hará aumentar el precio de la energía eléctrica y por
consecuencia el costo de la actividad industrial.
4.5 Efecto del nuevo sistema de licitaciones en ERNC
En Chile, antes de la entrada en vigencia de la Ley N° 20.018 llamada “Ley Corta
II”, el suministro que realizaban los generadores a las empresas distribuidoras que
abastecen a los clientes regulados estaba determinado por contratos a Precio de Nudo, tal
como se mencionó anteriormente. Este precio, es una proyección a largo plazo de los
Costos Marginales, realizada por la Comisión Nacional de Energía, la cual en los últimos
años, dados los diversos acontecimientos, se volvió extremadamente inestable, lo cual no es
atractivo para nuevos inversionistas que quieren entrar al mercado, ya sean estos de
energías tradicionales y de ERNC.
A partir de la entrada en vigencia de la “Ley Corta II” en el año 2005, el sistema de
contratos entre distribuidoras y generadores a precio de nudo, se cambió por un sistema de
licitaciones abiertas competitivas, en donde el precio queda definido por la licitación
misma. Esto reemplaza la volatilidad de los costos marginales en el futuro estimada a través
del precio nudo, los precios de largo plazo se basan en los costos que las empresas esperan
en el largo plazo y se reduce el riesgo para los inversores, ya que pueden adjudicarse
licitaciones antes de construir la central, respaldando así la inversión. Este último punto es
muy interesante de analizar, ya que señala que el nuevo esquema de licitaciones fomenta la
inversión y en especial, apoya la entrada de nuevos inversionistas al mercado, ya que
disminuye bastante su riesgo, estabilizando sus ingresos y facilitando su financiamiento.
Si bien este nuevo esquema de licitaciones busca incentivar las inversiones en el
sector generación y la entrada de nuevos integrantes a este, no hace distinción entre
generadores en base a energías tradicionales y a generadores ERNC, potenciando a estas
dos fuentes por igual. Pero como la legislación incentiva el desarrollo del parque generador
en su totalidad, de todos modos se está incentivando la inversión en ERNC.
Como se mencionó anteriormente, este esquema de licitaciones produce una
estabilización de los ingresos de los generadores, los cuales ya no están afectos a las
29
volatilidades mostradas por el precio de nudo. Esto es bastante llamativo para las centrales
ERNC, en especial para las eólicas, las cuales debido a la estocasticidad de la velocidad del
viento, tienen una generación de energía muy variable lo cual conlleva a ingresos por ese
concepto variables. Un ejemplo de lo favorable que fue para las centrales eólicas de nuevos
inversionistas el sistema de licitaciones, es el del parque eólico Monte Redondo (38 MW)
perteneciente al grupo GDF SUEZ, el cual se adjudicó un contrato de suministro con la
empresa CGE Distribución por 100 GWh por 14 años, a un precio medio indexado de 92.7
US$/MWh. Este contrato es bastante beneficioso para el generador, debido a que le asegura
ingresos relativamente estables por 14 años a un precio de la energía bastante alto.
30
5
Situación de las Energías Renovables en otros países
Para comprender la situación de las ERNC en Chile, además de los puntos
desarrollados anteriormente, es necesario analizar el proceso, incentivos y desarrollos, que
han tenido en otros países.
Un caso interesante de analizar, es el de España y Alemania. En esos países se
implementó un esquema de tarifas llamado “feed-in”, con el fin de fomentar la inversión en
energías renovables para que la energía eléctrica proveniente de tales fuentes tenga un
precio menor al de toda la red. Este esquema está compuesto de las siguientes disposiciones
para las energías renovables: que se garantice el acceso al sistema, que tales generadores
tengan contratos de largo plazo y el establecimiento de los precios de la energía proveniente
de dichas fuentes. Este sistema principalmente se base en la subvención que realiza el
estado para “fijar” un precio de la electricidad proveniente de fuentes de energías
renovables, permitiendo que estas sean atractivas para los inversionistas y así garantizar el
desarrollo de tales medios de generación. En estos países, se concentra el 80% de la
capacidad instalada de centrales eólica de todo el continente Europeo, resaltando el gran
desarrollo que ha existido en la costa norte de Alemania. En España, en el año 2009 la
generación de electricidad en base a fuentes de energías renovables llegó a un porcentaje
cercano al 20% del total transado, en Alemania se llegó a un 10% del total (18) (19).
Hasta hace algunos años, el desarrollo de las energías renovables en los países
mencionados anteriormente, parecía próspero y que no tendría mayores dificultades, pero a
raíz de los grandes déficits fiscales que los aquejan y debido a que los esquemas tarifarios
que existen en España y Alemania implican grandes subsidios por parte del estado, los
inversionistas han tenido mayores precauciones a la hora de invertir debido a que se teme
que se acaben los beneficios que tenían estas fuentes que las hacían realmente rentables.
Esta situación se puede observar detalladamente en (20), en el cual se encuentra una noticia
asociada con la situación acontecida en España.
Debido a la situación anteriormente descrita en tales países, los inversionistas y
analistas de mercado perciben que se producirá una migración de inversiones hacia otros
países que presenten condiciones favorables para el desarrollo de centrales de generación
eléctrica en base a energías renovables. Si bien, en nuestro país existen instrumentos de
apoyo a estas, como se describió en los puntos anteriores de este informe, puede que no
sean lo suficientemente atractivos para lograr captar todas las inversiones provenientes de
España y Alemania, por ejemplo. Pero sin lugar a dudas este es un punto que se debe
analizar continuamente debido a que la situación de las energías renovables en esos países,
no es del todo segura.
31
Otro caso que es interesante de analizar, es el de Brasil. En este país de la región, se
tiene que la mayor parte de la capacidad instalada de su parque generador corresponde a
centrales hidráulicas, lo cual genera que los costos del sistema y de la energía sean
extremadamente bajos. Esto último dificulta la inversión en energías renovables, debido a
que estas no son competitivas porque requieren precios altos de la energía para lograr
compensar su alto costo de inversión, y en el caso de las centrales eólicas paliar, en cierta
manera, la aleatoriedad de sus ingresos. Es por esto, que se introdujeron modificaciones que
obligan a las empresas que compran energía a cumplir con una cierta cuota proveniente de
energías renovables. Además, se hizo un llamado a concesión por la empresa Electrobras
para abastecer, durante 20 años, para los requerimientos de energías renovables que tendría
el sistema, lo cual estabilizaría los ingresos de tales fuentes, haciendo atractiva la inversión
en ellas. El esquema de fomento a las energías renovables en Brasil, es muy similar al que
se utiliza en nuestro país, con excepción de los contratos a tan largo plazo, es por esto que
es probable que los inversionistas extranjeros, se interesen, guardando las proporciones, en
cualquiera de los dos países.
32
6
Conclusiones
Los medios de generación eléctrica mediante energías renovables desde el punto de
vista económico, tanto en el mundo y también en Chile, no resultan mayormente
interesantes para los inversionistas debido a sus altos costos y por tanto baja rentabilidad, es
por esto que resulta más atractivo invertir en generación convencional. Una forma de
revertir este panorama adverso para las ERNC, es a través de reformas legales que
incentiven la inversión en estas tecnologías. Es por ello que se han promulgado la Ley
Corta I en el año 2004 y la Ley de ERNC en el 2008 que con menor o mayor éxito han
pretendido que las ERNC ocupen un papel más importante en la matriz energética chilena.
No obstante lo anterior, aún se puede avanzar más en materia de reformas legales
para aumentar los incentivos a las ERNC, una forma es agilizando los procesos de
evaluación ambiental de manera de reducir el tiempo en que lo proyectos se encuentran
detenidos. En la actualidad, los proyectos se encuentran en estudio de evaluación de
impacto ambiental entre 1 a 2 años, lo cual trae consecuencias negativas, ya que al retrasar
los proyectos de ERNC cambian las necesidades energéticas del país y suma riesgo al
proyecto lo que ahuyenta a los inversionistas. Además, proyectos ERNC que son
postergados pueden ser reemplazados por proyectos de generación convencional,
aumentando el problema.
Una forma de solucionar esto es asignando prioridad a los proyectos de ERNC, de
manera que su resolución del estudio de impacto ambiental sea publicada en un tiempo
menor. Esta solución además de incentivar a las ERNC tiene la ventaja de no intervenir el
mercado eléctrico, lo cual da una señal de tranquilidad a los inversionistas.
En la actualidad, las tecnologías renovables existentes en el SIC son tres: eólico,
mini-hidro y biomasa, que corresponden a las tecnologías de menor costo monómico dentro
de las renovables, es más las tecnologías mini-hidro y biomasa tienen costos que son
competitivos con centrales convencionales de generación. Como se estudió anteriormente,
la tecnología de más fácil acceso entre las tres es la eólica, pero a su vez es la de mayor
costo tecnológico, lo que hace encarecer la energía. Una forma de incentivar la inversión en
tecnología mini-hidro y biomasa es liberar el acceso a la explotación de estos recursos de
manera que no sea sólo la tecnología eólica que se desarrolle en Chile, de esta forma se
logra diversificar la matriz energética, lo cual es uno de los objetivos de la Ley de
Renovables.
Lo anterior hace reevaluar el real objetivo de la regulación de renovables, ya que si
lo que se busca es apoyar la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero en
nuestro país, la legislación va de la mano con los objetivos, pero si lo que se busca es
33
diversificar la matriz energética, los incentivos no son eficientes ya que se están apoyando
tecnologías que ya eran competitivas antes de la regulación.
Uno de los objetivos de este estudio era determinar oportunidades de inversión en
ERNC en Chile. Realizando un catastro de los proyectos ingresados a evaluación ambiental
se logró determinar un gran potencial de inversión en energía eólica, 1604,74 MW de
potencia instalada, por lo que oportunidades de inversión existen, lo importante es conocer
si esos proyectos son rentables en el tiempo o no. Para ello es necesario saber en detalle
cada proyecto y determinar sus ventajas competitivas respecto al resto. Estas están dadas
por la ubicación y cercanía con alguna línea de transmisión con capacidad suficiente para la
central, por la calidad de los vientos en el sector, costo y tipo de terreno, etc.
Un efecto importante de hacer notar, es la capacidad de la multa de seleccionar
proyectos rentables. Si bien la ley busca incentivar la inversión, lo ideal es que incentive
proyectos que sean eficientes y de menor costo monómico. Debido a que el precio de
indiferencia de centrales convencionales para comprar energía renovable es de 100,72
US$/MWh y el precio monómico de una central eólica es de 124,48 US$/MWh, no se
desarrollaran proyectos eólicos ineficientes, sino que sólo se podrán realizar aquellos que
posean ventajas competitivas importantes y logren disminuir sus costos por debajo del
precio de indiferencia.
Otra manera de incentivar la inversión en energías renovables es desarrollando
nuevos contratos, como por ejemplo el caso de las licitaciones de distribuidoras. Debido a
que el mercado de contratos bilaterales de energía se encuentra saturado, existen pocas
oportunidades de adjudicación de contratos para los nuevos proyectos. Poseer un contrato
de energía es una ayuda importantísima para el desarrollo de nuevos proyectos ya que de
esta manera es mucho más fácil conseguir financiamiento, debido a que la variabilidad de
los ingresos futuros del proyecto baja considerablemente.
En función de la energía requerida para cumplir con la Ley de ERNC y los
potenciales de desarrollo de renovables descritos en la sección 4.3, se calculó la capacidad
instalada requerida de cada tecnología para poder cumplir con la Ley. Tomando en
consideración la capacidad instalada en la actualidad y las centrales que se encuentran en
construcción, los requerimientos de potencia instalada de biomasa se encuentran cubiertos
hasta el año 2018, para el caso de mini-hidro los requerimientos se encuentran cubiertos
hasta el año 2015. Por el contrario existe una deficiencia de energía eólica para poder
cumplir con la Ley, esto sumado a la gran cantidad de proyectos en carpeta d este tipo de
tecnología se concluye que existen grandes oportunidades de inversión en este sector.
34
7
Referencias
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acional de Energía. [En línea] 2010. [Citado el: 23 de Mayo de 2010.]
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arias/Energia_Primaria/clasificacion_energias_primaria.html.
2. Ley ERNC. Santiago, Chile : Diario Oficial, 1 de Abril de 2008.
3. Galetovic, Alexander y Muñoz, Cristián. Energías Renovables o Convencionales:
¿Cuánto nos van a Costar? 2008.
4. Decreto con Fuerza de Ley N°1. Santiago, Chile : Diario Oficial, 1982.
5. Ley Corta I. Santiago, Chile : Diario Oficial, 12 de Marzo de 2004.
6. LEY DE BASES DEL MEDIO AMBIENTE. ° 19.300. Santiago, Chile : Diario
Oficial, 9 de Marzo de 1994.
7. CDEC-SIC. Centro de Despacho Económico de Carga. [En línea] 2010. [Citado el: 23
de Mayo de 2010.] www.cdec-sic.cl.
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SIC Abril 2010. Santiago : s.n., 2010.
9. Comisión acional de Medio Ambiente. SEIA. Sistema de Evaluación de Impacto
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10. Rudnick, Hugh. Diversidad de Tecnologías de Generación. El Sector Generación.
Santiago, Chile : s.n., Mayo de 2010.
11. International Energy Agency. Statistics & Balances. IEA. [En línea] 2010. [Citado el:
23 de Mayo de 2010.] http://www.iea.org/stats/index.asp.
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13. BP. Statistical Review of World Energy June 2009. 2009.
14. PRIE. Estimación del aporte potencial de las Energías Renovables o
Convencionales y del Uso Eficiente de la Energía Eléctrica al Sistema Interconectado
Central (SIC) en el período 2008-2025. 2008.
15. Hernández, elson y Molina, Patricio. ELECTRIC POWER SYSTEMS - PROF.
HUGH RUDNICK. ECOOMÍAS DE ESCALA E LOS SECTORES GEERACIÓ Y
TRASMISIÓ ELÉCTRICA. [En línea] 1996. [Citado el: 23 de Mayo de 2010.]
http://web.ing.puc.cl/~power/alumno96/escala.htm.
35
16. Unidad Tributaria Mensual. [En línea] 2010. [Citado el: 23 de Mayo de 2010.]
www.utm.cl.
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18. Feed-in tariff. Wikipedia. [En línea] 2010. [Citado el: 23 de Mayo de 2010.]
http://en.wikipedia.org/wiki/Feed-in_tariff.
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PROFUNDIZAR LA CRISIS FISCAL EN ESPAÑA. Diario Financiero. 2010.
21. Comisión Nacional de Energía. [En línea] 2010. [Citado el: 23 de Mayo de 2010.]
www.cne.cl.
22. Mocarquer, Sebastián. Energías Renovables No Convencionales en Chile: Caso
Eólico. s.l. : Systep, 2009.
23. Larenas, Mauricio. Licitaciones de suministro de energía para clientes regulados en
Chile. s.l. : Systep, 2010.
36
8
Anexos
8.1 Fórmula Costo Monómico
ó + ∑$"%& ( + )⁄(1 + )"
ó
=
∑$"%& (' )⁄(1 + )"
8.2 Tablas
Tabla 11: Generación Anual Sic. Fuente: (7).
[GWh]
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Hidro Embalse
10.508
12.386
13.109
12.945
12.407
16.051
18.027
13.536
13.861
14.245
Hidro Pasada
7.601
8.261
8.947
8.459
8.091
8.962
9.589
8.286
9.230
9.726
150
1
1
2
65
1.180
384
9.704
9.358
6.972
Gas
6.042
5.944
5.990
7.850
9.920
6.619
5.827
2.675
1.225
1.937
Carbón
4.241
3.395
3.079
3.556
4.804
4.266
5.487
6.690
6.805
7.296
Mini Hidro
342
347
401
394
325
363
382
336
411
524
Desechos Forestales
616
387
374
432
646
474
570
744
884
966
0
0
0
0
0
0
0
3
31
71
Diesel
Eólica
TOTAL
29.499
30.723
31.901
33.638
36.259
37.915
40.266
41.975
41.804
41.738
ERNC [GWh año]
958
734
775
827
971
838
952
1.084
1.325
1.561
ERNC [%]
3,2%
2,4%
2,4%
2,5%
2,7%
2,2%
2,4%
2,6%
3,2%
3,7%
Tabla 12: Proyección Capacidad Instalada SIC. Fuente: (8).
2009
2010
2011
2012
Hidráulica Embalse
3.788
3.854
3.947
3.947
Hidro Pasada
1.497
1.599
1.667
1.780
Térmica
6.392
6.793
7.301
7.808
Biomasa
167
184
200
215
Mini Hidro
145
172
191
191
Eólica
81
165
182
185
Total
12.069
12.767
13.487
14.126
ERNC [MW]
393
521
572
591
ERNC [%]
3,3%
4,1%
4,2%
4,2%
37
Tabla 13: Proyección Generación de ERC SIC. Fuente: (8).
[GWh]
2009
2010
2011
2012
Biomasa
966
1.065
1.156
1.242
Mini Hidro
524
623
691
691
Eólica
71
289
318
324
Total ERNC [GWh año]
1.561
1.977
2.165
2.257
Total Anual [GWh año]
41.738
39.966
43.598
45.973
3,7%
4,9%
5,0%
4,9%
ERNC [%]
Tabla 14: Centrales en Construcción. Fuente: (8).
Mes
°
Mes
Año
ombre
Tecnología
Capacidad
[MW]
Capacidad Año de
Ingreso [MW]
Enero
1
2010
Central Carbón Nueva Ventanas
térmica
240
220,0
Mayo
5
2010
Central Carbón Guacolda 04
térmica
139
81,1
Abril
4
2010
CentralHidroeléctricaLicán
mini
17
11,3
Abril
4
2010
CentralHidroeléctricaLaHiguera
pasada
153
102,0
Abril
4
2010
CementosBioBio
térmica
13,6
9,1
Abril
4
2010
Masisa
biomasa
11,1
7,4
Abril
4
2010
Guayacan
mini
12
8,0
Mayo
5
2010
TurbinaDieselCampanario04CA
térmica
42
24,5
Mayo
5
2010
CentralDieselEMELDA
térmica
72
42,0
Mayo
5
2010
NuevacapacidadPlantacogeneradoraArauco
biomasa
16,6
9,7
Mayo
5
2010
CentralHidroeléctricaSanClemente
mini
5,4
3,2
Mayo
5
2010
Coligues
térmica
20
11,7
Mayo
5
2010
RioTrueno
mini
5,8
3,4
Mayo
5
2010
Vallenar
térmica
7,2
4,2
Junio
6
2010
CentralTermoeléctricaPuntaColorada01Fuel
térmica
16,3
8,2
embalse
159
66,3
mini
6
1,5
Julio
7
2010
CentralHidroeléctricaConfluencia
Septiembre
9
2010
Mariposas
Enero
1
2011
CentralDieselCalle-Calle
térmica
20
18,3
Enero
1
2011
Turbina Diesel Campanario IV CC
térmica
60
55,0
Febrero
2
2011
Central Eólica Punta Colorada
eólica
20
16,7
Junio
6
2011
Central Carbón Bocamina 02
térmica
342
171,0
Agosto
8
2011
Central Carbón Santa María
térmica
343
114,3
Septiembre
9
2011
Biomasa Lautaro
biomasa
20
5,0
Octubre
10
2011
Chacayes
pasada
106
17,7
Abril
4
2012
Central Hidroeléctrica Laja I
pasada
36,8
24,5
Julio
7
2012
Central Carbón Campiche(*)
térmica
242
100,8
Diciembre
12
2012
Central Hidroeléctrica San Pedro
embalse
144
0,0
Marzo
3
2013
Angostura
embalse
316
237,0
38
Tabla 15: Precios Combustibles Fósiles. Fuente: (13).
Año
Diesel
[US$/Mbtu]
GL
[US$/Mbtu]
Carbón
[US$/Mbtu]
1990
3,99
2,80
0,99
1991
3,37
2,70
0,97
1992
3,30
2,59
0,92
1993
2,92
2,58
0,87
1994
2,76
2,37
0,87
1995
2,97
2,39
0,92
1996
3,56
2,70
0,94
1997
3,33
2,71
0,90
1998
2,24
2,14
0,82
1999
3,13
2,39
0,74
2000
4,89
4,05
0,74
2001
4,20
3,97
0,89
2002
4,31
3,48
0,76
2003
4,97
4,68
0,83
2004
6,53
5,37
1,32
2005
9,32
7,56
1,50
2006
11,20
8,23
1,50
2007
12,38
8,53
1,57
2008
16,94
12,33
3,01
Tabla 16: Generación Renovable Anual Mundial 2007. Fuente: (11).
Tecnología
Energía [GWh-año]
Mareomotriz
550
Solar Térmica
681
Solar Fotovoltaica
4104
Geotérmica
61819
Biomasa
158237
Eólico
173317
Hidro
3162165
Tabla 17: Datos Centrales Térmicas y Eólicas. Fuente: (8) (12).
Tecnología Pot. Inst. [MW] CV [US$/MW] C Inv. [US$/kW] Anualidad [US$/kW] O&M [US$/kW] F. P. Vida Útil E Anual [MWh] C Mono. [US$/MWh]
Biomasa
183,30
59,20
3849
393,60
65,89
0,90
40
1445110
117,48
Carbón
1240,87
40,82
2223
230,50
28,15
0,90
35
9783047
73,63
Eólica
182,15
7,70
2349
275,91
30,98
0,30
20
478690
124,48
GNL
2975,65
91,23
984
108,41
12,76
0,85
25
22156715
107,51
Diesel
1639,57
149,76
685
75,47
12,38
0,85
25
12208237
161,56
39
Tabla 18: Proyección Demanda SIC. Fuente: (8).
Proyección demanda SIC (GWh)
Años
Libres
Regulados
Total
2010
16322
23644
39966
2011
18622
24976
43598
2012
19735
26238
45973
2013
21154
27624
48778
2014
22467
29086
51552
2015
23723
30584
54307
2016
24975
32158
57132
2017
26344
33780
60123
2018
27905
35448
63353
2019
29551
37199
66750
2020
31265
39035
70300
2021
74026
2022
77949
2023
82081
2024
86431
Proyección crecimiento después 2020
5,30%
Tabla 19: Porcentaje de Energía Ley ERC. Fuente: (2).
Años
Ley ERC
2010
5%
2011
5%
2012
5%
2013
5%
2014
5%
2015
5,5%
2016
6%
2017
6,5%
2018
7%
2019
7,5%
2020
8%
2021
8,5%
2022
9%
2023
9,5%
2024
10%
40
Tabla 20: Proyección Energía Requerida ERC. Fuente: Estimación Propia.
Energía requerida ERC-SIC
Años
Energía (GWh)
2010
1998
2011
2180
2012
2299
2013
2439
2014
2578
2015
2987
2016
3428
2017
3908
2018
4435
2019
5006
2020
5624
2021
6292
2022
7015
2023
7798
2024
8643
Tabla 21: Factores de Planta. Fuente: (21).
Factores de planta
Tipo
Fp
Hidráulica
0,6
Eólica
0,3
Biomasa
0,9
Geotérmica
0,9
Nuclear
0,9
Carbón
0,9
Gas Natural
0,7
Diesel
0,9
41
Tabla 22: Capacidad Instalada Requerida. Fuente: Estimación Propia.
Capacidad instalada requerida ERC-SIC
Años
Mini-hidro (MW)
Eólica (MW)
Biomasa (MW)
2010
114,06
258,53
96,61
2011
124,42
282,03
105,39
2012
131,20
297,39
111,14
2013
139,21
315,54
117,92
2014
147,12
333,48
124,62
2015
170,48
386,43
144,41
2016
195,66
443,49
165,73
2017
223,06
505,60
188,94
2018
253,12
573,74
214,41
2019
285,74
647,69
242,04
2020
321,00
727,61
271,91
2021
359,14
814,06
304,22
2022
400,42
907,63
339,18
2023
445,07
1008,83
377,00
2024
493,33
1118,21
417,88
Tabla 23: Potencial Bruto ERC al 2025. Fuente: (14).
Potenciales Brutos de ERC al 2025
Recurso
Potencial Bruto (MW)
Hidráulica
20392
Geotérmica
16000
Eólica
40000
Biomasa
13675
Solar
100000
Fotovoltaica
1000
Total
191067
42
Tabla 24: Potencial Técnico Factible. Fuente: (14).
Recurso ERC
Potencial
Técnicamente
factible
Escenario
Conservador
Escenario
Dinámico
Escenario
Dinámico-Plus
Año
2025
2025
2025
2025
Hidráulica
3003
1421
1653
1850
Geotérmica
1500
810
940
1400
Eólica
1500
330
998
1200
Biomasa
3249
461
501
903
Solar
1051
210
210
250
FV
500
100
100
150
Total
10803
3332
4402
7778
% del SIC
47,5%
14,7%
19%
25,3%
43