Transcript SOFOFA_C_Santana_14112014

Una nueva etapa de las
ERNC en Chile: Avances en
su conocimiento.
Noviembre de 2014
ERNC y objetivos de la
política energética
El desarrollo de las ERNC no debe ser un objetivo en si mismo, sino un
instrumento para el logro de los objetivos superiores de la política
energética:
ERNC:
Eficiencia
ERNC:
 Disminuyen
dependencia externa
 Diversificación de
suministro
 Distribución geográfica
 Costos de generación
estables
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Seguridad
 Modularidad y tamaños
menores disminuyen barreras
de entrada a mercados.
 ¿¿ Costos competitivos ??
Sustentabilidad
ERNC:
 Bajos impactos locales
 Impactos reversibles
 Bajas emisiones CO2
 Bajo impacto sobre otras
actividades económicas
2
En algunos mercados, como el eléctrico, ya
están las condiciones para el desarrollo de las
ERNC
Mercado eléctrico pequeño
+
Potencial elevado aún sin desarrollar
+
Consolidación tecnológica de las ERNC
+
Precios de la energía
En Chile existen condiciones para el
desarrollo de una cartera amplia de
proyectos ERNC viables sin subsidios.
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3
ERNC están en una nueva etapa en el país
•
•
•
•
Capacidad instalada ERNC y % de participación en la matriz
2.200
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0
Dic-2014
Dic-2013
Dic-2012
Dic-2011
Dic-2010
Dic-2009
Dic-2008
www.minenergia.cl
Dic-2007
Dic-2006
Mesas Técnicas de
Trabajo
Dic-2005
MW
Más de 19.000 MW ingresados al SEIA
Aprox. 100 nuevos proyectos en operación desde 2007.
Más del 90% de ellos no vinculados a las empresas tradicionales.
Cada vez mayor diversidad en los modelos de comercialización que
emprenden.
• Cartera diversificada de tipos de proyectos .
11,0%
10,0%
9,0%
8,0%
7,0%
6,0%
5,0%
4,0%
3,0%
2,0%
1,0%
0,0%
Solar
Eólica
Hidráulica < 20 MW
Biogás
Política
Energética
ERNC %
2050
Biomasa
4
Chile tiene un enorme potencial de más que
1.865.000 MW de energía eólica, solar e hidroeléctrica. Además
de probablemente 2.000 MW o más de energía geotérmica.
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5
Esta nueva etapa nos plantea nuevas
preguntas y desafíos
¿Cuál es el nivel de participación de las ERNC
socialmente eficiente para el país?
• ¿Externalidades ambientales y sociales?
• ¿Externalidades sobre otras actividades económicas?
Mesas
Técnicas
de
• ¿Impactos económicos
sobre
los sistemas
eléctricos en
Trabajo
su conjunto?: gestionar la variabilidad de corto plazo
(horaria y diaria).
• ¿Cuáles son los riesgos sobre esos impactos económicos
Política
Energética
asociados a los diversos futuros posibles?: ¿evolución
de
costos tecnológicos y de precios de combustibles?2050
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6
El conocimiento internacional muestra que hay herramientas
para gestionar la variabilidad. La pregunta es su costo.
Almacenamiento
químico
Desprender
carga (EDAC)
Expansión
Transmisión
Costos
Respuesta
residencial
Recorte RE
Estratégico
Rampa carbón
Rampa Gas y
CCGT
Co-optimización
Liquidez Servicios
Complementarios
Despacho subhorario
Respuesta
comercial e
industrial
Manejo
avanzado
Transmisión
Centrales
bombeo
Almacenamiento
térmico
Mejorar diseño
mercado
Los costos dependen del sistema y evolucionan
en el tiempo
Pronóstico RE
Código de red
OPERACIÓN DE
SISTEMA
Rampa hidro
Refuerzo
Transmisión
MERCADO
DEMANDA
GENERACIÓN
Tipo de intervención
TRANSMISIÓN
STORAGE
Fuente: NREL 2014
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Los primeros estudios sobre estas materias
están desarrollándose en el país.
Minergía con apoyo de GIZ:
 Identificación, cuantificación y caracterización de los recursos renovables
 Planificación de expansión optima de generación y transmisión bajo criterio
de mínimo costo para el sistema y análisis de riesgo (p.ej. precio de gas)
 Investigación de la viabilidad técnico-económica de un sistema con alta
penetración de energías renovables al año 2020.
 Con atención especial a las energías variables (solar PV y eólico)
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8
Evaluación del potencial eólico, solar
e hidroeléctrico Arica a Chiloé
http://www.minenergia.cl/documentos/
estudios/2014.html
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9
Potencial ERNC:
Metodología general
•
•
•
•
•
Integración al mercado eléctrico
No considera autoconsumo o instalaciones en zonas urbanas
Proyectos de capacidad instalada significativa
Incluye la posible conexión de zonas lejanas de la red (100km)
Considera el potencial disponible (no incluye proyectos operativos)
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10
Restricciones territoriales
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Potencial Hidroeléctrico
• Análisis basado en Derechos de Agua
(no consuntivos, otorgados a fin de 2012)
• Centrales desde 100 kW hasta >100 MW
Rango
0,1 - 1 MW
1 - 9 MW
9 - 20 MW
20 - 40 MW
40 - 100 MW
> 100 MW
Todas
Centrales Capacidad
(N°)
(MW)
315
138
505
1.848
122
1.672
78
2.178
36
2.115
24
4.521
1.080
12.472
energia2050.cl
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P. Media
(MW)
100
1.169
1.044
1.332
1.397
2.773
7.815
f.p.
0,72
0,63
0,62
0,61
0,66
0,61
0,63
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12
Potencial PV con seguimiento
en un eje horizontal
Izquierda:
• Distribución factor de planta anual
Centro:
• Incorporación de restricciones
territoriales
Derecha:
• Restricción de factor de planta
mayor a 0.3
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13
Variabilidad interanual de la generación solar-PV
104%
103%
Promedio
102%
101%
100%
99%
98%
97%
Fijo
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2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
96%
Seguimiento
14
Potencial Eólico
Zonas con capacidad instalable mayor a 50 MW y factor de planta mayor a 30%,
no incluye cartera de proyectos en SEIA a diciembre de 2012.
Al menos 8 regímenes de viento distintos.
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15
Variabilidad interanual de la generación eólica
125%
125%
120%
120%
115%
115%
110%
105%
100%
100%
95%
95%
90%
90%
85%
85%
80%
80%
75%
75%
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
110%
105%
II Nocturno
III Costa
Taltal
125%
120%
120%
115%
115%
110%
110%
105%
105%
100%
100%
95%
95%
90%
90%
85%
85%
80%
80%
75%
75%
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
125%
VIII Costa
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VIII V.Central
IV Costa
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
II Diurno
XIV Costa
X Costa
Chiloé
16
Complementariedad entre zonas en la
generación eólica
Distribución de la generación horaria estimada para 2010
20%
10%
Factor de planta
0,975
0,925
0,875
0,825
0,775
0,725
0,675
0,625
Factor de planta
Variabilidad interanual
100%
SING y SIC
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
108%
106%
104%
102%
100%
10%
Factor de planta
0,975
0,925
0,875
0,825
0,775
0,725
0,675
0,625
0,575
0,525
0,475
0,425
0,375
0,325
0,275
0,225
0,175
0,125
0,075
0%
0,025
7,0%
6,5%
6,0%
5,5%
5,0%
4,5%
4,0%
3,5%
3,0%
2,5%
2,0%
1,5%
1,0%
0,5%
0,0%
0,575
0%
0,025
0,975
0,925
0,875
0,825
0,775
0,725
0,675
0,625
0,575
0,525
0,475
0,425
0,375
0,325
0,275
0,225
0,175
0,125
0,075
0%
30%
0,525
10%
40%
0,475
20%
50%
0,425
30%
60%
0,375
40%
70%
0,325
50%
80%
0,275
60%
90%
0,225
70%
100%
SIC
0,175
80%
7,0%
6,5%
6,0%
5,5%
5,0%
4,5%
4,0%
3,5%
3,0%
2,5%
2,0%
1,5%
1,0%
0,5%
0,0%
0,125
90%
0,075
100%
SING
0,025
7,0%
6,5%
6,0%
5,5%
5,0%
4,5%
4,0%
3,5%
3,0%
2,5%
2,0%
1,5%
1,0%
0,5%
0,0%
98%
96%
94%
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
92%
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SING
Promedio SING-SIC
SIC
17
Factor de planta y capacidad acumulada de cartera de
proyectos eólicos a diciembre de 2012
9.000
0,45
8.500
8.000
0,40
7.500
7.000
0,35
6.500
6.000
5.500
5.000
0,25
4.500
4.000
0,20
3.500
3.000
0,15
2.500
2.000
0,10
1.500
1.000
0,05
500
0
F.p. ajustado
www.minenergia.cl
Eol.71
Eol.69
Eol.67
Eol.65
Eol.63
Eol.61
Eol.59
Eol.57
Eol.55
Eol.53
Eol.51
Eol.49
Eol.47
Eol.45
Eol.43
Eol.41
Eol.39
Eol.37
Eol.35
Eol.33
Eol.31
Eol.29
Eol.27
Eol.25
Eol.23
Eol.21
Eol.19
Eol.17
Eol.15
Eol.13
Eol.11
Eol.9
Eol.7
Eol.5
Eol.3
Eol.1
0,00
MW acumulado
18
MW
Factor de planta
0,30
Factor de planta promedio estimado para los proyectos
eólicos ingresados a SEIA, según fecha de ingreso
40%
Factor de planta
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
2006
www.minenergia.cl
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
19
Objetivos de la Mesa
Analizar las implicancias operacionales y económicas producto
de la participación de energías renovables no convencionales
sobre los sistemas eléctricos.
Etapa 1: Escenarios de largo plazo Etapa 2: Desempeño operacional
 Determinar niveles plausibles de
penetración ERNC en la expansión
del sistema bajo el criterio de
mínimo costo global directo.
energia2050.cl
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

¿Qué
niveles de penetración ERNC
son técnica y económicamente
plausibles?
Evaluar el desempeño del sistema
con alta participación de ERNC en
un año por definir y su impacto en
la expansión.
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20
Se presenta el modelo y se generan
grupos de discusión en torno al marco
metodológico, a los potenciales,
costos y proyecciones
De Expansión a Operación: Se presentan
Presentación final y conclusiones:
resultados de expansión, se plantean temas
Se presentan los resultados finales
relativos a la operación de corto plazo y se
de expansión con restricciones de
proponen escenarios de análisis de corto
operación.
plazo.
Esquema del
proceso
Taller 1
Taller 2
14-oct-201404-nov-2014
Taller 3
04-dic-2014 08-ene-201515-ene-2015
10-mar-2015 21-abr-2015
Ronda de Trabajo
Técnico 1
Ronda de Trabajo
Técnico 2
Ronda de Trabajo
Técnico 3
Ronda de Trabajo
Técnico 4
(Ronda PLPEx1)
(Ronda PLPEx2)
(Ronda OpEc1)
(Ronda OpEc1)
Criterios y escenarios: Se presentan
Parámetros
Parámetros
Se CON
analizan
entrada: Se
Parámetros
entrada:
CICLO 1: PLANIFICACIÓN
CENTRAL
DE Se
LARGO
PLAZO
CICLO
2: OPERACIÓNentrada:
ECONÓMICA
RESTRICCIONES
resultados
de planificación
con actualización
modelos y se establecenpresentan
parámetros
resultados
busca establecerde
losparámetros, definen supuestos
y
de entrada a modelosobtenidos
de operación
y se proponen
parámetros básicosescenarios
de la
definitivos a desarrollar y
incluyendo año de simulación.
nuevos ajustes.
planificación centralizadapresentar en Plenario II.
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@energia2050
21
Gracias…