Oddo Cid MERCADO ELECTRICO Y ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES

1. Oddo Cid MERCADO ELECTRICO Y ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES

2. SEMINARIO DESDE EL MAULE PROPUESTA PARA UNA OFERTA ELÉCTRICA SUSTENTABLE Presentación MERCADO ELÉCTRICO Y ERNC Oddo Cid Cea Ingeniero Civil – CCTP Asesor Senadores A. Horvath y C. Cantero oddocid@gmail.com 13 de enero de 2012

3. Sistemas Eléctricos SE: Conjunto de obras de Generación, Transmisión y Distribución que suministran electricidad a los clientes SISTEMA INTERCONECTADO NORTE GRANGE (SING) Dda. Eléctrica: ~25% Población: 6% SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC) Dda. Eléctrica: ~74% Población: 93% SISTEMAS MEDIANOS (SM´s) Dda. Eléctrica: ~1% Población: 1% Sistemas Interconectados: P instalada > 200 MW Sistemas Medianos: 1,5 < P instalada ≤ 200 MW Sistemas Menores: P instalada < 1,5 MW

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 ) Año húmedo 15.000 Año seco

8. Generación eléctrica bruta mensual en los sistemas interconectados (GWh)

9. ¿ Por qué interesa el cómo se expande el Parque Generador ?Entre otros aspectos, 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).

10. Mercado Eléctrico en SI´s Mercado de Contratos entre las partes a precios convenidos Generadores @ Mercado Spot, Mercado Spot @ Comercializadoras; Comercializadoras @ Clientes Libres y/o Distribuidoras Generadores PMGD @ Distribuidoras y Distribuidoras @ Clientes Generación se compra y se paga por servicios de transmisión y distribución. Precio Cliente: Función (costo de: producción, Mg´s, transmisión, distribución y otros )

11. Mercado Eléctrico en SI´s DISTRIBUCIÓN GENERACIÓN TRANSMISIÓN • Segmento Libre • Marginalista • Precio Potencia: • CMg de desarrollo de la unidad que entrega la potencia de punta del sistema • Precio Energía: CMg de la unidad adicional • Segmento Regulado • (salvo los STA´s) • Estampillado • Ingreso Tarifario • CMg Corto Plazo • CMg Largo Plazo • Peaje (AVI + COMAC) • 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).

15. Capacidad instalada 2010

16. Suministro actual ERNC (año 2010 – GWh) • 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. Cert. ERNC (384 Excedente) MERCADO SPOT Pérdidas 1.756 RETIROS AFECTOS (12.948 - 23,6%) Cert. ERNC (647 – 1,18%) ERNC (1.031-1,82%) GENERACION (58.359) RETIROS (54.854) CONVENCIONAL (55.579-98,18%) RETIROS EXENTOS (41.906-76,4%) Consumos Propios (1.749) 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.

17. Generación Eléctrica 2010 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.

18. Demanda Eléctrica en SI´s 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.

19. Demanda Eléctrica en SI´s 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.

20. Aumento anual de la Dda. en SI´s 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.

21. Factor de Planta en SI´s 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).

22. Considerandos Dda. futura • 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.

23. GEI de generación eléctrica (Huella de Carbono)

24. Propuesta de un ECO-Impuesto x GEI • 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.

25. Costos de generación eléctrica

26. 125 G P1 P2 M. SPOT P3 C Pérdidas Pérdidas Pérdidas

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. COSTOS Amortización de la Inversión y COMAC COMAC Geotermia Hidráulica Carbón Eólica Biomasa Solar Gas Petróleo Geotermia – Eólica - Solar Hidráulica Biomasa Gas – Carbón Petróleo 10 a 12 años TIEMPO 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).

30. Disponibilidad de materias primas • 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.

31. Aspectos técnicos y operacionales • 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.

32. Expansión Parque Generador • 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.

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

34. Expansión parque generador ERNC Expansión parque generador ERNC: 20.118 GWh/año

35. Expansión Parque GeneradorPeriodo 2010 a 2025-2030; con 60.000 GWh/año adicionales • 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. Expansión Parque Generador

37. Expansión Parque Generador Año húmedo

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

39. Recomendaciones

40. Generación–Consumo periodo 2010 a 2025-30 • 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 Demanda Minera (~ 30 @ 35% de electricidad) Demanda Residencial, Comercial e Industrial (~ 65 @ 70% de electricidad) • Sistemas Medianos Expandir Parque Generador en base a: • Hidroeléctrica menor, y • Eólica menor. ¡ Suministro eléctrico al interior de Sistemas Interconectado (s?) y generación lo más cerca de la Demanda !

41. Priorización de la expansión del Parque Generador Convencional (2010-2025 a 2030) HIDRO GRANDE Y MEDIANA (Maximizar) CARBÓN (Disminuir al mínimo técnico) GAS (Dísminuir al mínimo técnico) 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 hídricaen los Campos de Hielo Norte y Sur. Para el periodo 2030 @ … ¡ Expandir Generación Convencional en base a Hidroeléctricas , en la zona centro sur del país !

42. Generación–Consumo largo plazo 2030 → • 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 masiva del tremendo potencial solar y mínimo transporte a los centros de consumo minero. 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. ¡ A grandes demandas → Grandes Proyectos !

43. Priorización de Generación Satisfacción del cliente, usuario del Servicio Planifica, Regula, Audita, y Corrige si es necesario. • 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 ¡ La Carreta delante de los Bueyes !

44. ¡ Muchas Gracias ! Oddo Cid Cea oddocid@gmail.com