Oddo Cid MERCADO ELECTRICO Y ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES

Seminario : “desde el Maule: Propuestas para una matriz energética sustentable”. TRM / 13 de enero de 2012

Oddo CidMERCADO ELECTRICO YENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES


SEMINARIO DESDE EL MAULE PROPUESTA PARA UNA OFERTA

ELÉCTRICA SUSTENTABLE

MERCADO ELÉCTRICO Y ERNC

213 de enero de 2012

Presentación

Oddo Cid CeaIngeniero Civil – CCTP

Asesor Senadores A. Horvath y C. [email protected]


Sistemas Eléctricos3

SISTEMA INTERCONECTADO

NORTE GRANGE (SING)

SISTEMA INTERCONECTADO

CENTRAL (SIC)

SISTEMAS MEDIANOS (SM´s)

Dda. Eléctrica: ~25%Población: 6%



Sistemas Interconectados: P instalada > 200 MWSistemas Medianos: 1,5 < P instalada ≤ 200 MWSistemas Menores: P instalada < 1,5 MW

SE: Conjunto de obras de Generación, Transmisión y Distribución que suministran electricidad a los clientes


4

Expansión histórica en el SING ( MW )


5

Generación histórica en el SING ( GWh )


6

Expansión histórica en el SIC ( MW )


7

Generación histórica en el SIC ( GWh )

15.000

Año húmedo

Año seco


Generación eléctrica bruta mensual en los

sistemas interconectados

(GWh)

8


¿ Por qué interesa el cómo se expande el Parque Generador ?

Entre otros aspectos,

9

Por su influencia en el precio de la electricidad, y el impacto de éste en el tema de DESIGUALDAD (no es lo mismo el pago de la cuenta de la luz en una familia de recursos que en un hogar humilde).


Mercado Eléctrico en SI´s

10

Generadores @ Mercado Spot, Mercado Spot @ Comercializadoras; Comercializadoras @ Clientes Libres y/o DistribuidorasGeneradores PMGD @ Distribuidoras y Distribuidoras @ ClientesGeneración se compra y se paga por servicios de transmisión y distribución.

Mercado de Contratos entre las partes a precios convenidos

Precio Cliente: Función (costo de: producción, Mg´s, transmisión, distribución y otros )


Mercado Eléctrico en SI´s

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GENERACIÓN

Segmento Libre Marginalista

Precio Potencia:CMg de desarrollo de la unidad que entrega la potencia de punta del sistemaPrecio Energía: CMg de la unidad adicional

TRANSMISIÓN

Segmento Regulado(salvo los STA´s)

EstampilladoIngreso Tarifario

CMg Corto Plazo CMg Largo PlazoPeaje (AVI + COMAC)

DISTRIBUCIÓN

Segmento Regulado Costos Medios

VAD = VNR + COMAC + Pérdidas

• Empresa Modelo• VNR: f (P suministrada)

Tarifas Tipo

Servicios Públicos, con tarificación cada 4 años y r = 10%Se cobra por servicio.

Terminar con la rentabilidad perpetua de las instalaciones (valorizar solo redes en amortización).


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13


14


Capacidad instalada 2010

15

Año 2010 POTENCIA INSTALADA ( MW )Sistema Interconectado SING SIC SING + SICTecnología MW MW MW %Hidráulica 15,2 5.355,6 5.371 33,9Eólica 0,0 165,8 166 1,0Biomasa 0,0 217,0 217 1,4Carbón 1.263,8 1.465,4 2.729 17,2Gas 2.073,9 2.907,8 4.982 31,4Petróleo 348,2 2.035,5 2.384 15,0

suma 3.701 12.147 15.848 10023,4% 76,6%


Suministro actual ERNC (año 2010 – GWh)

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Se espera, para los próximos años, un aumento en el precio de compraventa de los Certificados ERNC, al aumentar % de exigencia y al aumento del volumen de retiros afectos a la obligación.

• La inyección de ERNC fue de 1.031 GWh (1.82% de las inyecciones),• La acreditación alcanzó a 647 GWh (1,18% de los retiros) con un excedente de 384 GWh,• Transferencia de Certificados ERNC a 13 US$/MWh como valor medio.

GENERACION(58.359)

Consumos Propios(1.749)

MERCADO SPOT

Pérdidas1.756

ERNC(1.031-1,82%)

CONVENCIONAL(55.579-98,18%)

RETIROS AFECTOS(12.948 - 23,6%)

RETIROS EXENTOS(41.906-76,4%)

RETIROS(54.854)

Cert. ERNC(647 – 1,18%)

Cert. ERNC(384 Excedente)


Generación Eléctrica 2010

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La demanda en el año 2010 alcanzó a 58,4 TWh, con un consumo per cápita de 3,4 MWh/hab, la que fue satisfecha con un 61% en base a combustibles fósiles y un 39% con energías renovables.

Año 2010 ENERGÍA PRODUCIDA (MWh)Sistema Interconectado SING SIC SING + SICTecnología MWh MWh MWh %Hidráulica 56.882 21.245.996 21.302.878 36,5Eólica 0 325.997 325.997 0,6Biomasa 0 843.286 843.286 1,4Carbón 8.738.774 8.854.754 17.593.528 30,1Gas Natural 4.043.356 7.329.105 11.372.461 19,5Petróleo 2.264.788 4.655.562 6.920.350 11,9

suma 15.103.800 43.254.700 58.358.500 100,025,9% 74,1%

Año 2010 FACTORES DE PLANTA ( % )Sistema Interconectado SING SIC SING + SICTecnología % % % horas/añoHidráulica 42,7 45,3 45,2 3.966Eólica 22,4 22,4 1.966Biomasa 44,3 44,3 3.886Carbón 78,9 68,9 73,5 6.446Gas Natural 22,2 28,8 26,0 2.283Petróleo 74,2 26,1 33,1 2.903

suma 46,6 40,6 42,0 3.682


Demanda Eléctrica en SI´s

18

y = 564 x + 7.574

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Potencia Instalada - Demanda Máxima ( MW )

El crecimiento anual histórico de la capacidad instalada ha sido de 564 MW/año, con una demanda máxima entre el 50 y 65% de ella. Luego, la demanda se duplicaría en 28 años.


Demanda Eléctrica en SI´s

19

y = 2.192 x + 32.027

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Demanda de Energía ( GWh /año )

El crecimiento histórico de la demanda de energía bruta (a nivel de generación) ha sido de 2.192 GWh/año, con una relación a la energía inyectada en los SI´s entre el 93 y 94% de ella. Luego, la demanda se duplicaría en 27 años.


Aumento anual de la Dda. en SI´s

20

El crecimiento histórico de la demanda de energía bruta (a nivel de generación) ha sido de un 4,9 %/año, variando éste entre un 0,6% y un 8,8%. De continuar aumentando al 4,9% la demanda de energía eléctrica se duplicaría en 15 años.

EnergíaGenerada

Año GWh/año GWh/año %1998 33.0071999 35.916 2.909 8,812000 38.904 2.988 8,322001 40.616 1.712 4,402002 42.371 1.754 4,322003 45.132 2.761 6,522004 48.589 3.456 7,662005 50.572 1.984 4,082006 53.502 2.929 5,792007 55.915 2.413 4,512008 56.308 393 0,702009 56.644 337 0,602010 58.359 1.715 3,03

máximo 3.456 8,8medio 2.113 4,9mínimo 337 0,6

Aumento de la Demanda

012345678910

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Aumento anual de la Dda de Energía Eléctrica

GWh/año %


Factor de Planta en SI´s

21

El factor de planta histórico (valor promedio) del parque generador ha sido 47% (4.125 horas/año) con una variación entre el 42% (3.682 horas/año) y un 50% (4.396 horas/año).

36

38

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52

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Factor de Planta SING + SIC ( % )Potencia EnergíaInstalada Generada

Año MW GWh/año % Horas/año1998 7.718 33.007 48,8 4.2771999 9.332 35.916 43,9 3.8492000 9.694 38.904 45,8 4.0132001 10.020 40.616 46,2 4.0542002 10.370 42.371 46,6 4.0862003 10.637 45.132 48,4 4.2432004 11.463 48.589 48,4 4.2392005 11.884 50.572 48,5 4.2552006 12.228 53.502 49,9 4.3752007 12.720 55.915 50,1 4.3962008 12.988 56.308 49,5 4.3352009 14.846 56.644 43,5 3.8152010 15.848 58.359 42,0 3.682

máximo 50,1 4.396medio 47,1 4.125mínimo 42,0 3.682

Factor de Planta


Considerandos Dda. futura

22

Teniendo presente los registros históricos de los últimos 13 años, se tiene que:

El crecimiento de la capacidad instalada ha sido de 564 MW/año, con una demanda máxima entre el 50 y 65% de ella. Luego, ésta se duplicaría en 28 años.

La energía bruta (a nivel de generación) ha aumentado en 2.192 GWh/año, con una relación con la energía inyectada en los SI´s entre el 93 y 94% de ella. Luego, la demanda se duplicaría en 27 años.

El crecimiento de la energía bruta (a nivel de generación) ha sido de un 4,9 % / año, variando éste entre un 0,6% y un 8,8%. Luego, ésta se duplicaría en 15 años.

El factor de planta histórico (valor promedio) del parque generador ha sido 47% (4.125 horas/año) con una variación entre el 42% (3.682 horas/año) y un 50% (4.396 horas/año).

Luego, es razonable PLANIFICAR la expansión del Parque Generador para doblar la oferta en 15 a 20 años.


GEI de generación eléctrica (Huella de Carbono)

23

Operación Energía

Año 2010 GeneradaTecnología Miles GWh Ton/GWh Miles Ton %Hidráulica 21,3 7 149 0,52Eólica 0,3 15 5 0,017Biomasa 0,8 25 21 0Carbón 17,6 1.000 17.594 61Gas Natural 11,4 525 5.971 21Petróleo 6,9 750 5.190 18suma 58,4 28.929 100

CO2 equivalente


Propuesta de un ECO-Impuesto x GEI

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60 US$ / MWh generado por Carbón y Petróleo,

20 US$ / MWh generado por Gas.

Aplicación a la operación del año 2010:

Generación a Carbón: 17,6 Miles GWh x 60 x 1 Millón = Millones US$ 1.056

Generación a Petróleo: 6,9 Miles GWh x 60 x 1 Millón = Millones US$ 414

Generación a Carbón: 11,4 Miles GWh x 60 x 1 Millón = Millones US$ 228 suma = Millones US$ 1.698 / año

Fondo para mitigaciones de impacto ambientales en los territorios afectados y para el fomento de generación eléctrica limpia (ERNC y EE).

Luego, es equivalente a un ECO-Impuesto por emisión de GEI de:59 US$/Ton CO2 equivalente.


Costos de generación eléctrica

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TTE COSTO Pot. FirmeTecnología US$/MW fp ( % ) US$/MWh Fijo Variable US$/MWh US$/MWh % PinstHidráulica con regulación 3.000.000 45 81 5 10 10 106 60Hidráulica sin regulación 3.500.000 45 94 10 0 10 114 30Carbón 2.000.000 60 40 8 65 10 123 80Biomasa 3.000.000 45 81 15 25 10 131 40Eólica 2.300.000 25 111 10 0 10 131 15Solar Térmica con Conc. 5.500.000 45 148 15 0 10 173 30Solar Fotovoltaica 3.500.000 25 169 10 0 10 189 15Geotérmica 5.000.000 80 76 10 0 10 96 80Gas 4.500.000 30 181 8 55 10 254 80Petróleo 600.000 20 36 5 250 10 301 80Nota: Inversión descontada al 10% y en 30 años.

Costos de Preinversión e Inversión COMAC (US$/MWh)


26

M. SPOTG C

Pérdidas Pérdidas Pérdidas

125

P2 P3P1


27

En las tecnologías de combustibles fósiles su costo relevante es el operacional, que es permanente en el tiempo, volátil en el precio y

con tendencia al alza.


28

Amortización de la Inversión y COMAC

COMAC

COSTOS

TIEMPO10 a 12 años

GeotermiaHidráulicaCarbónEólicaBiomasaSolarGasPetróleo

Geotermia – Eólica - SolarHidráulica BiomasaGas – CarbónPetróleo

Claramente se infiere la conveniencia de tender a un parque generador maximizando la participación de medios renovables.


29

25

En el largo plazo, los medios RENOVABLES obviamente son los más convenientes y seguros (son los de: mínimo costo, propios del

territorio, producción conocida).


Disponibilidad de materias primas

30

El país NO dispone de combustibles fósiles. Su existencia es despreciable y de mala calidad en el caso del carbón. (Petróleo, Gas y Carbón)

Existencia de recursos renovables en abundancia.

Hidroeléctrico (DAA legalmente constituidos de más de 13.000 MW, de los cuales más de 6.000 MW se ubican al norte de Puerto Montt).

Radiación solar máxima del planeta (potencial significativo entre el extremo norte y la Región de Atacama). Potencial de miles de MW por instalar.

Recurso eólico superior a los 3.000 MW.

Biomasa mayor a los 500 MW (principalmente terrestre del tipo forestal)

Recurso marino en abundancia, en espera de su viabilidad económica.


Aspectos técnicos y operacionales31

La oferta eléctrica debe ser mixta en sus tecnologías de generación Renovables y combustibles fósiles, Capacidad de enfrentar riesgos satisfactoriamente (ejemplo: hidrología, disponibilidad de combustibles fósiles –costos volátiles y con tendencia al alza-)

Cumplir con los criterios de seguridad y calidad de servicio control de tensión, frecuencia y sinusoide. capacidad de responder frente a variaciones bruscas de demanda y/o oferta (incluyendo contingencias).

Operación optimizada del sistema, considerando su oferta (factor de planta), la demanda (curva de carga; eficiencia energética) y redes inteligentes.

Parque generador debe contemplar la minimización de la demanda de transmisión (asociar ubicación de oferta a los centros de consumo) y disponer de capacidad de operar en subsistemas o islas (generación distribuida).

El parque generador debe satisfacer los requerimiento de proveer un suministro: CONFIABLE (SUFICIENTE Y DE CALIDAD), ECONÓMICO, SUSTENTABLE, y OPORTUNO.


Expansión Parque Generador

32

Aumento de la demanda (doblar la actual) de 60.000 GWh/año en 15 a 20 años, es decir, 2010 a 2025 -2030,

Parque generador en construcción,

Eficiencia Energética, con objetivo de lograr un ahorro de 15.000 GWh/año en este periodo,

Parque Generador con medios ERNC con una producción mínima de 20.000 GWh/año,

Expansión de generación con hidro mediana y mayor, y

Expansión de generación con combustibles minimizada según requerimientos técnicos de volumen y ubicación.


Parque generador en construcción33

El parque generador en construcción: 9.716 GWh/año, con un 95,3% convencional y solo un 4,7% ERNC.

Carbón80%

Hidráulica MyG9%

Gas7%

Hidráulica ERNC2%

Cogeneración1%

Biomasa1%

Eólica0,5% Biogas

0,3%

Parque Generador Potencia Instalada (MW)en Construcción SING SIC ambos fp EaTecnología MW MW MW % GWh %Hidráulica ERNC 46 46 45 181 1,9Geotérmica 0 80 0 0Biomasa 25 25 45 99 1,0Eólica 20 20 25 44 0,5Biogas 9 9 40 32 0Cogeneración 32 32 45 126 1,3Solar Térmica con Conc. 0 45 0 0Solar Fotovoltaica 0 25 0 0Carbón 790 685 1.475 60 7.758 80Gas 245 245 30 644 6,6Petróleo 0 20 0 0Hidráulica MyG 211 211 45 832 8,6

SUMA 790 1.273 2.063 54 9.716Entrada en operación año 2011


Expansión parque generador ERNC

34

Tecnología Pinst Factor de Energía Inv. Unitaria Inv. Total Costo Unitario MW Planta GWh/año US$/MW MM US$ US$ / MWhHidro menor 1.000 45% 3.945 3.500.000 3.500 94Biomasa 500 45% 1.972 3.000.000 1.500 81Eólica 2.500 25% 5.479 2.300.000 5.750 111Geotérmica 800 80% 5.610 5.000.000 4.000 76Solar-Fotovoltaica 200 25% 438 3.500.000 700 169Solar-Termo con Conc. 400 45% 1.578 5.500.000 2.200 148suma 5.400 43% 20.118 3.268.519 17.650 92Nota: Inversión descontada al 10% y en 30 años.

Expansión parque generador ERNC:20.118 GWh/año


Expansión Parque GeneradorPeriodo 2010 a 2025-2030; con 60.000 GWh/año

adicionales

35

Parque generador en construcción: 9.716 GWh/año,

Eficiencia energética: 15.000 GWh/año,

Parque Generador con medios ERNC: 20.118 GWh/año,

Hidro mediana y mayor: 15.166 GWh/año (con una potencia instalada de 3.845 MW y un fp = 45%). Mediante centrales en la zona centro-sur del país (hasta la Región de Los Lagos)



36

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.0002

01

0

20

11

20

12

20

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20

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20

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20

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20

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20

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20

24

20

25

Expansión Capacidad Instalada (MW)

Carbón Gas Petróleo HidoGym ERNC



37

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.0002

01

0

20

11

20

12

20

13

20

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20

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20

17

20

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20

19

20

20

20

21

20

22

20

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20

24

20

25

Expansión Dda en generación (GWh)

Carbón Gas Petróleo HidoGym ERNC EE

Año húmedo


Oferta eléctrica al año 2025 (+/- 122 TWh)

38

Energía generada en un 32% con combustibles fósiles, 15% de Eficiencia Energética y un 53% renovables, de los cuales un 23% serían del tipo ERNC.


Recomendaciones

39


Generación–Consumo periodo 2010 a 2025-30

¡ Suministro eléctrico al interior de Sistemas Interconectado (s?)

y generación lo más cerca de la Demanda !

Demanda Minera(~ 30 @ 35% de electricidad)

Demanda Residencial, Comercial e Industrial (~ 65 @ 70% de electricidad)

Nueva Oferta basada en: Generación en ejecución, Eficiencia Energética, ERNC, y Generación domiciliaria

Complementada con: Hidro Grande y Mediana

Respaldo técnico con: Carbón, y Gas

Sistemas Medianos Expandir Parque Generador en base a: Hidroeléctrica menor, y Eólica menor.


1. HIDRO GRANDE Y MEDIANA (Maximizar)

2. CARBÓN (Disminuir al mínimo técnico)

3. GAS (Dísminuir al mínimo técnico)

¡ Expandir Generación Convencional en base a Hidroeléctricas , en la zona centro sur del país !

Potencial HIDRO MEDIANA Y GRANDE en la zona centro-sur del país > 6.000 MW (4.000 MW en este periodo).

Potencial HIDRO GRANDE Y MEDIANA en la zona sur del país > 7.000 MW. Gran Reserva hídrica en los Campos de Hielo Norte y Sur.

Para el periodo 2030 @ …

Priorización de la expansión del Parque Generador Convencional (2010-2025 a 2030)


Generación–Consumo largo plazo 2030 →

¡ A grandes demandas → Grandes Proyectos !

Generación masiva del tremendo potencial solar y mínimo transporte a los centros de consumo minero.

Nueva Oferta basada en: Solar del norte del país, Hidro grande del sur, y Eólica del sur del país.

Complementada con: Eficiencia Energética, Generación ERNC, y Hidro grande y mediana del centro sur del país.

Respaldo técnico con: Carbón, Gas, y Petróleo.

Generación del Gran Potencial Hidroeléctrico y Eólico, con grandes bloques de energía transmitidos al norte del país, hacia los centros de consumo residencial, comercial e industrial.


Priorización de Generación

¡ La Carreta delante de los Bueyes !

Con lo que existe,Expansión Inicial con: Generadoras en ejecución, Eficiencia Energética, ERNC, y Domiciliaria.

Hidro Medianas y Grandes, Combustibles Fósiles

Fuentes lejanas Hidro Grandes del Sur, Eólicas del Sur

Planifica,Regula,Audita, yCorrige si es necesario.

Satisfacción del cliente,usuario del Servicio


¡ Muchas Gracias !

44

Oddo Cid [email protected]

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