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Universidad Técnica Federico Santa María ERNC_InformeEjecutivo_JPO_28 07 08.doc 1 Contribución potencial de energías renovables no convencionales (ERNC) al SIC al año 2025 INFORME FINAL Resumen Ejecutivo Revisado por: Jorge Pontt O. Director NEIM Depto. de Electrónica, UTFSM Casilla 110 V, Valparaíso, Chile Fono: (56) 32 2654553 / 2654554 Fax: (56) 32 2797530 Email: [email protected] Participan : Gerd Reinke, Depto. de Mecánica, UTFSM Patricio Núñez, Depto. de Procesos Químicos, UTFSM Roberto Leiva, Sede Viña del Mar, UTFSM Germán Ubilla, Depto. de Electricidad, UTFSM Jaime Espinoza, Depto. de Mecánica, UTFSM Ingenieros y profesionales de apoyo: Rafael Bolocco, NEIM Carlos Pontt, NEIM Cynthia Herrera Reyes, Sede Viña del Mar, UTFSM Mario Orellana, NEIM Nicolás Faúndez, NEIM Daniel Díaz, Depto. de Mecánica Pedro Velásquez, Depto. de Mecánica Staff- CIE, Centro Innovación Energía UTFSM Staff NEIM-UTFSM, Núcleo Milenio Electrónica Industrial y Mecatrónica Coordina Sr.: Cristian Guíñez USM SA Fecha : 24 de Julio, 2008 Rev.06

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Contribución potencial de energías renovables no convencionales (ERNC) al SIC al año 2025

INFORME FINAL

Resumen Ejecutivo

Revisado por: Jorge Pontt O. Director NEIM Depto. de Electrónica, UTFSM Casilla 110 V, Valparaíso, Chile Fono: (56) 32 2654553 / 2654554 Fax: (56) 32 2797530 Email: [email protected]

Participan : Gerd Reinke, Depto. de Mecánica, UTFSM Patricio Núñez, Depto. de Procesos Químicos, UTFSM Roberto Leiva, Sede Viña del Mar, UTFSM Germán Ubilla, Depto. de Electricidad, UTFSM Jaime Espinoza, Depto. de Mecánica, UTFSM Ingenieros y profesionales de apoyo: Rafael Bolocco, NEIM Carlos Pontt, NEIM Cynthia Herrera Reyes, Sede Viña del Mar, UTFSM Mario Orellana, NEIM Nicolás Faúndez, NEIM Daniel Díaz, Depto. de Mecánica Pedro Velásquez, Depto. de Mecánica Staff- CIE, Centro Innovación Energía UTFSM Staff NEIM-UTFSM, Núcleo Milenio Electrónica Industrial y Mecatrónica

Coordina Sr.: Cristian Guíñez USM SA

Fecha : 24 de Julio, 2008 Rev.06

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CONTENIDO

Cap. Descripción Pág. Antecedentes 3 Preámbulo 3 Fuentes de información 4 Reconocimientos 5 Agradecimientos 5 Resumen Ejecutivo 6

1. Metodología General 7 2. Determinación de potenciales 18 3. Capacidad de Potencia Instalable en el período 2007-2025 22 4. Capacidad de Generación ERNC en el período 2007-2025 25 5. Sobre la evaluación económica de los proyectos ERNC 28 6. Costo de la Energía para cada ERNC 30 7. Breve análisis FODA de las ERNC 32 8. Conclusiones 34 9. Recomendaciones 39 Referencias 41

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Contribución potencial de ERNC al SIC al año 2025

ANTECEDENTES

Estudio de energías renovables y eficiencia energética La Universidad de Chile, a través del Programa de Estudios e Investigación en Energía junto a la Universidad Técnica Federico Santa María a través del Núcleo Milenio de Electrónica Industrial y Mecatrónica y Centro de Innovación en Energía, continuando con su dilatada trayectoria en investigación y desarrollo en distintos ámbitos de interés nacional, con el apoyo de entidades gubernamentales, tales como Corporación de Fomento de la Producción (CORFO), Comisión Nacional de Energía (CNE), Programa País de Eficiencia Energética (PPEE), junto a entidades privadas como la Asociación Chilena de Energías Renovables (ACERA) y Organizaciones No Gubernamentales (ONG’s), están realizando una investigación conjunta para evaluar el potencial técnico-económico de las energías renovables no convencionales y el uso eficiente de la energía, procurando un aporte al abastecimiento eléctrico y diversificación energética, en el sistema interconectado central (SIC), como una manera de reducir la vulnerabilidad del sistema y la dependencia energética del país.

PREAMBULO El presente trabajo es un trabajo de estudio exploratorio que desarrolla una estimación del potencial de energías renovables no convencionales (ERNC) que puede incorporarse en el país a nivel del Sistema Interconectado Central (SIC) en el período 2008 al 2025. El trabajo se realizó en una ventana de tiempo entre diciembre 2007 y abril 2008, por lo que sus resultados son estimaciones globales que pueden segmentarse y detallarse con trabajos futuros de mayor alcance y profundidad. Sin embargo, los autores consideran que los resultados son suficientes para contribuir con una perspectiva y orientación general para el perfeccionamiento de una política energética de mediano y largo plazo.

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FUENTES DE INFORMACIÓN

Las fuentes de información empleadas en este informe, corresponden a la documentación proveniente de diversas fuentes bibliográficas, entrevistas con personeros del sector energético nacional e información propia. Se destaca la información proveniente de las instituciones:

• Comisión Nacional de Energía CNE • Corporación de Fomento de la Producción , CORFO • Comisión Nacional del Medio Ambiente, CONAMA • Dirección General de Aguas, DGA • Comisión Nacional de Riego, CNR • Asociación Chilena de Energías Renovables, ACERA • Instituto Forestal, INFOR • Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit, GTZ

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RECONOCIMIENTOS

Los autores de este informe desean expresar su reconocimiento a los profesionales de las diversas instituciones, organismos y empresas que con información, discusión y análisis han contribuido a la síntesis de este trabajo y, en forma muy especial a los integrantes del Consejo Consultivo del estudio, que han orientado la discusión para resaltar el aporte de este trabajo y a personeros de empresas que han realizado importantes contribuciones.

AGRADECIMIENTOS Los autores de este informe desean expresar su agradecimiento a las instituciones: Universidad de Chile, Universidad Técnica Federico Santa María, Iniciativa Científica Milenio (Mideplan), Comisión Nacional de Energía (CNE), Dirección General de Aguas (DGA), Comisión Nacional de Riego (CNR), ACERA, NRDC, y Fundación Chile Sustentable por el valioso apoyo brindado a este trabajo.

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RESUMEN EJECUTIVO El presente estudio tiene el objetivo de estimar, desde una perspectiva académica, el potencial bruto, el potencial técnicamente factible y económicamente viable en la inserción de las energías renovables no convencionales (ERNC) y Uso Eficiente de la Energía (UEE) en el contexto del mercado eléctrico chileno. El estudio procura también la identificación de barreras, obstáculos y recomendaciones que colaboren al diseño de una política energética de largo plazo para un aporte de las ERNC y UEE a la matriz energética eléctrica al año 2025. El estudio de UEE lo realiza el PRIEN, Universidad de Chile. Se considera el estado actual de las tecnologías desarrolladas con aplicaciones comerciales disponibles para las energías de tipo hidráulica, eólica, geotérmica, biomasa y solar. Dentro del tipo solar se incluye la energía solar fotovoltaica y la termo-solar eléctrica. No se incluye la energía del océano. Para establecer el potencial técnico-económico factible, se ha empleado una metodología simplificada, que para cada tipo de energía estima el recurso bruto, el recurso factible técnico y luego el recurso técnico-económico-factible. En la evaluación económica, se considera un horizonte de 20 años, una tasa de descuento de 10%, un precio de energía referencial en dos escenarios US$75/MWh y US$102/MWh, respectivamente (paridad $500/US$). Se estima un crecimiento del precio del 1% anual y un precio de la potencia de 8.97 US$/kW/mes y acceso al mercado de bonos de carbono por reducción de emisiones. Para la evaluación económica de la generación ERNC, el valor actual de energía se considera una referencia adecuada, por la combinación de modelos de negocios, la tendencia de largo plazo de aumento de precio de los energéticos y considerando que la nueva ley de energías renovables motiva a las empresas generadoras para cumplir con un 10% los contratos de venta de energía con componentes de ERNC al año 2024, que de no cumplir, se debiera pagar una multa de 0,4 UTM, cercana a 30 US$/MWh. Los resultados de este trabajo señalan un potencial bruto de ERNC’s del orden de 191.000 MW, con un potencial estimado técnicamente factible de 10.803 MW y un potencial técnico-económico factible de instalar al año 2025 en el rango de 3.332 MW a 4.402 MW, para ambos escenarios supuestos. Este rango de potencia instalable, para los supuestos del estudio significa una generación de energía anual entre 17.743 y 21.909 GWh, lo que corresponde a una reducción entre 7,1 y 8,8 millones de toneladas de emisiones de CO2, aportando entre un 17%-21% de la demanda esperada de 105.560 GWh para el año 2025. Dado el reciente comportamiento de precios de energéticos se ha considerado un tercer escenario, que considera un aumento real del precio de la energía de 3,5%/año. Esta condición le agrega mayor dinamismo de penetración de las

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ERNC, con una potencia estimada al 2025 es de 5.753 MW, con una capacidad de generación de 29.652 GWh/año, lo que equivale a un 28% de la energía provista por el SIC el 2025, con una reducción de emisiones de aproximadamente 12 millones de toneladas de CO2 al año. El potencial factible de energía renovable no convencional que se ha estimado en este estudio ofrece una contribución importante a la diversificación, seguridad y autonomía energética. Dado el carácter innovador de las ERNC’s, su grado de penetración tomará mayor dinamismo en la medida de que se diseñen programas con visión de largo plazo, que reconociendo su carácter estratégico en el desarrollo económico y sustentable del país, establezca incentivos y promoción adecuados para la innovación tecnológica. 1. Metodología General 1.1 Organización Se ha constituido el Consejo Consultivo del Estudio formado por personeros de instituciones de gobierno (CORFO, CNE, PPEE), instituciones privadas (ACERA) y ONG’s (Programa Chile Sustentable y otros) que junto a los consultores de la Universidad de Chile y UTFSM, desarrollan reuniones de trabajo para discutir los aspectos relevantes del estudio, toda vez que se requiere el máximo de colaboración con los personeros del sector energía. 1.2 Aspectos técnicos La metodología general se ilustra en la Fig. 1. Para cada tipo de energía se organiza un equipo de trabajo técnico. En base a la gestión de información primaria y secundaria se establece la información de catastro, prospecciones de recursos y proyectos en estudio para cada tipo de energía. Luego, se elige un proyecto representativo para cada tipo de energía, ya sea tomando un caso ejemplo de un proyecto nacional o del extranjero. A continuación se emplea un procedimiento de análisis simplificado para el proyecto tipo (análisis de ingeniería conceptual) que considera diversos escenarios, modelos de negocios, tamaño, localización, tecnologías, para estimar parámetros e indicadores que orienten la toma de decisiones. Como parámetros cuantitativos se emplea una estimación del valor de Costo de la Energía (COE), su distancia a los centros de consumo y un grado de penetración, según un criterio propio costo-eficiencia de los autores de este trabajo. Se destaca la necesidad de disponer de información de recursos energéticos, catastros y perfiles de proyectos de generación de empresas, información que comúnmente no existe o no está accesible a nivel público.

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Fig.1 Metodología General

1.2.1 Catastro de potenciales En base a estudios, trabajos previos disponibles y elaboración propia se hace una estimación de los potenciales brutos para cada tipo de energía. 1.2.2 Catastro de potencial técnico [1] Se establecen los proyectos con potencial técnico, en base a la información disponible:

a) Proyectos hidráulicos de pasada. Se recopiló los proyectos hidráulicos de pasada menores a 20 MW presentados para el estudio de impacto ambiental en la CONAMA, los proyectos presentados en CORFO. Además se consideró el potencial dado por el estudio de CNE y Comisión nacional de Riego (CNE_CNR) y los potenciales dado por los derechos de agua no empleados, dados por la DGA.

b) Proyectos eólicos. Se recopiló los proyectos presentados en CONAMA, CORFO y empresas..

c) Proyectos geotérmicos. Se recopiló los proyectos o áreas de exploración geotérmica, fuente ENAP y [13, Lahsen].

d) Proyectos de Biomasa. Se recopiló los potenciales de proyectos con biomasa basado en estudios de biomasa disponible.

e) Otras tecnologías. Se consideró la energía solar en su forma de solar termo-eléctrica y fotovoltaica, como tecnologías importantes, con aplicaciones comerciales existente en otros países.

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1.2.3 Evaluación de perfil económico. En la referencia [1], para cada tipo de energía ERNC, en la evaluación económica se han seleccionado proyectos representativos para establecer sus valores típicos de ingresos y costos. Se elige uno o más proyectos representativos para cada tipo de energía y se establece sus componentes de ingresos y costos. Se consideran tres escenarios de precios: a) Escenario 1: Precio de US$75/MWh (año 2008) y crecimiento del 1% anual. b) Escenario 2: Precio de US$ 102/MWh (Año 2008) y crecimiento del 1% anual. c) Escenario 3. Precio de US$ 102/MWh (Año 2008) y crecimiento del 3,5%. En base a estos escenarios, se realiza la evaluación económica. Se calcula el COE (costo de la Energía) para VAN = 0, para un horizonte de 20 años y tasas de descuento de 10%. Se clasifica los proyectos potenciales con VAN igual o mayor que Cero en cada escenario. 1.2.4 Evaluación del potencial técnico-económico factible En el período del 2008 al 2025 se aplica un índice de penetración, que es un factor menor que uno, dado por la dinámica estimada en la gestión y ejecución de los proyectos. Este índice es un factor específico para cada tipo de energía, que se aplica con un criterio que privilegia los proyectos con un mayor valor de TIR (TIR>10%), fuentes mayores a 2 MW, cercanas a centros de consumo y cercanas a puntos de conexión del SIC. 1.3 Definición del escenario base. 1.3.1 El negocio eléctrico La operación del mercado energético se desarrolla en un ambiente de economía de mercado libre, dentro del marco normativo existente. Los agentes proveedores de energía son entidades privadas que generan y comercializan energía a usuarios directamente o a otras empresas, según diversos modelos de negocios. Las empresas generadoras de energía, en el marco de sus planes de negocios, estudian alternativas y desarrollan prospecciones y exploraciones para evaluar los recursos energéticos primarios, organizan o encargan los estudios de ingeniería conceptual y básica para establecer las tecnologías más apropiadas y en base a un análisis estratégico de su negocio, desarrollan los estudios para evaluar y conformar una cartera de proyectos que componen un portafolio de perfiles pre-inversionales. Para la selección y emprendimiento de proyectos de generación, consideran aquellos proyectos que presenten el mejor conjunto de parámetros y atributos, priorizando los de mayor impacto económico, rentabilidad y estabilidad en el negocio.

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1.3.2 Proyección de demanda del SIC La Fig. 2.1 presenta una proyección de la demanda de energía del SIC basada en antecedentes de la CNE (Abril’08) y PRIEN, en que del año 2018 en adelante se ha considerado un crecimiento del 5,5% anual.

Fig.2.1 Proyección de la demanda de energía SIC [CNE, PRIEN, U. Chile]

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1.3.3 La demanda de potencia media La Fig. 2.2. indica la demanda de potencia media estimada en el SIC hacia el año 2025. Para el cálculo de los valores de potencia media, se asume un factor de carga equivalente anual del 53%.

Fig.2.2 Proyección de la potencia media necesaria en el SIC

(elaboración propia)

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1.3.4 Tendencias mundiales La Fig. 3 muestra un cuadro de los objetivos de incorporación de energías renovables en otros países, con programas iniciados hace ya más de 10 años, [RE2006]. Se aprecia que para estos países la eficiencia energética y el empleo de las ERNC’s juegan un rol estratégico para asegurar el abastecimiento energético, la reducción de emisiones y generación de externalidades positivas, [1], [3].

Fig. 3 Incorporación de energías renovables en otros países, [3] [3] REN21 Renewables Global Status Report 2006 Update, www.ren21.net

Figure 10: EU Renewable Energy Targets -- Share of Electricity by 2010

3.6%5.0%5.1%5.7%6.0%6.0%7.0%7.5%8.0%9.0%10.0%

12.5%13.2%

20.1%21.0%

25.0%29.0%29.4%

31.0%31.5%

33.6%39.0%

49.3%60.0%

78.0%21.0%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

HungaryMalta

EstoniaLuxembourg

BelgiumCyprus

LithuaniaPoland

Czech RepublicNetherlands

United KingdomGermany

IrelandGreeceFrance

ItalyDenmark

SpainSlovak Republic

FinlandSloveniaPortugal

LatviaSwedenAustriaEU-25

Baseline (Actual) 1997 LevelTarget by 2010T t

There are also targets in some countriesfor shares of total energy by 2010:

EU-25 12%Lithuania 12%Poland 7.5%Latvia 6%Czech R. 5-6%Germany 4%France 7%Spain 12.1%

Source: REN21 Renewables Global Status Report 2006 Update, www.ren21.net

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1.3.5 Barreras de incorporación de ERNC y leyes de ERNC en Chile. Las ERNC’s no han sido mayormente explotadas en Chile porque su gestión es relativamente reciente, con un mercado inmaduro, poca experiencia en su aplicación y con altos costos de inversión asociados. Por su naturaleza de innovación, las energías renovables son más caras en el inicio de su aplicación, razón por la cual, los países desarrollados aplican incentivos especiales para promover su aplicación. En el capítulo 8 se agregan detalles más específicos. Un resumen de las barreras y dificultades son:

a) Aspectos normativos imperfectos (servidumbres, derechos del recurso, procedimientos) y falta de incentivos.

b) Aspectos técnicos, infraestructura de conexión y limitaciones del SIC. c) Disponibilidad de recursos tecnológicos, experiencia y no existencia del

cluster “Energía”. d) Recursos humanos, educación, formación técnica y cultura. e) Costos mayores de las tecnologías en su etapa de introducción.

En Chile se está avanzando gradualmente en esta materia. Se han promulgado las leyes cortas I y II, que mejoran la viabilidad técnica de pequeños proyectos de ERNC. Recientemente se ha aprobado la ley de energías renovables que establece que los comercializadores de energía deben acreditar que un porcentaje de la energía comercializada cada año sea del tipo ERNC. Esta exigencia se inicia para los contratos de comercialización de energía realizados a partir del año 2010. Se debe acreditar un porcentaje del 5% para los años 2010 al 2014, y se agrega un incremento anual del 0,5% anual a partir del 2015, para llegar a un porcentaje del 10% en el año 2024. De no cumplir esta exigencia el comercializador de energía debe pagar una multa del orden de 30 US$/MWh. 1.3.6 Modelo de negocios desde el punto de vista de las empresas La energía generada inyectada al SIC, se comercializa vía contratos que consideran, venta de energía y potencia en períodos definidos, venta “spot” y sus combinaciones. En sistemas modernos descentralizados, se aprecia una creciente importancia de la co-generación. Las empresas procuran el aseguramiento en el cumplimiento de sus compromisos con una cartera diversificada para reducir riesgos y vulnerabilidades:

• Riesgos de disponibilidad de energía primaria (suministros de combustibles, pluviometría).

• Riesgos tecnológicos (Indisponibilidad de recursos, fallas de sistemas y máquinas)

• Impacto ambiental • Riesgos de mercado (Financieros, Precios, Gestión, Contratos). • Riesgos normativos

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Claramente las empresas que ya están en el negocio energético, tienen experiencia, plantas en operación, conocimiento del mercado, cartera de proyectos, acceso a financiamiento, redes de clientes y proveedores, capacidad de economías de escala, que les facilita emprender nuevos proyectos. Empresas nuevas en el rubro energético, tendrán las barreras iniciales propias de ingreso a un nuevo mercado, con competidores de gran trayectoria, donde el manejo de riesgos es un tema importante. 1.3.7 Modelo de negocios desde el punto de vista del país El mercado libre de la energía promueve en general un buen uso de los recursos, con confiabilidad, seguridad y eficiencia, en que las empresas del sector energético desarrollan su gestión eficaz y eficientemente, permitiendo que el estado se concentre en otras áreas prioritarias. Sin embargo, los factores externos y sus fluctuaciones, como aumento de demanda de energéticos de países emergentes, variabilidad en la oferta y volatilidad de precios de combustibles, junto a la influencia de factores climáticos, resaltan la importancia de la energía como un insumo estratégico vital para el crecimiento económico sustentable haciendo necesario perfeccionar la política energética de medio y largo plazo, que otorgue una razonable autonomía e independencia energética. Las perspectivas y expectativas de las empresas privadas y del país pueden diferir en su visión de corto y largo plazo. 1.3.8 Escenario base La percepción internacional de Chile como un país moderno y desarrollado, hace que la gestión de energía, recursos naturales y medio ambiente, tenga un carácter estratégico para sostener la calidad de sus productos de exportación (Minería, forestal, celulosa, agropecuarios, salmones, turismo, “offshoring”, etc), actividades económicas que demandan una importante percepción externa de la calidad de gestión de la energía, interacción con el medio ambiente y sustentabilidad. Por lo anterior, es de carácter estratégico para el país la promoción y desarrollo de las energías limpias y ERNC’s. Por este motivo, se asume un escenario base en que se desarrolla una política energética de largo plazo que procura resolver las barreras y dificultades actuales de incorporación de las ERNC’s a la matriz energética. Por ejemplo, se asume que se establecerán los mecanismos para apoyar la introducción de la energía geotérmica, que en el momento enfrenta costos iniciales de infraestructura, incertidumbres y riesgos en la etapa de exploración. Para el escenario base se ha considerado un horizonte de 20 años y una tasa de descuento del 10%. Este escenario base se subdivide en dos escenarios según un precio de energía referencial de US$75/MWh y US$102/MWh, ver Fig. 4 y 5, respectivamente, con un crecimiento del precio del 1% anual, un precio de la potencia de 8.97 US$/kW/mes y acceso al mercado de bonos de

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carbono por reducción de emisiones. La estimación del incremento en el precio de la energía se hizo en base a la expectativa de largo plazo, dada por publicaciones internacionales como las mostradas en Fig. 6.1, 6.2 y 6.3. También, se ha considerado que la nueva ley de energías renovables motiva a las empresas generadoras para cumplir con un 10% los contratos de venta de energía con componentes de ERNC al año 2024, que en el caso de incumplimiento, se debiera pagar una multa de 0.4 UTM/MWh (ca. US$30/MWh). Se considera este escenario base, dentro de la gran diversidad posible, para los objetivos de este trabajo con tiempo y alcance acotado. Trabajos posteriores podrán ampliar esta materia. Dado el reciente comportamiento del precio de los energéticos, se ha estimado pertinente agregar un escenario No.3, que considera un precio de la energía de USD102/MWh, con un incremento del precio de un 3,5% anual

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Fig.4. Escenario 1, 75 US$/MWh al 2008 y 1% de crecimiento anual

Fig. 5: Escenario 2, 102 US$/MWh al 2008 y 1% de crecimiento anual

Fig. 6.1 Expectativa de crecimiento de precios de combustibles, [2]. [2] The world energy supply and demand projections to 2050, Yuko Oshino, 2004

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Fig. 6.2 Expectativa de crecimiento de precios de combustibles, [7] Annual energy outlook 2008, DOE/EIA-0383(2008).

Fig. 6.3 Comportamiento de precio de combustibles Julio’2007 a

Julio’2008, NIMEX crude oil futures [8].

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2. Determinación de potenciales 2.1 Potenciales gruesos La tabla presenta una estimación de los potenciales gruesos para cada energía considerada. Los valores se han extraído de referencias secundarias con elaboración propia. El potencial bruto de energía solar-térmica y fotovoltaica se ha estimado en forma conservadora para este período, con aplicaciones de nicho, dado los altos costos de inversión.

Tabla 1. Potenciales gruesos. Estimación al 2025.

2.2.Capacidad de potencia instalable potencialmente factible, en MW. Las Tablas 2.1, 2.2 y 2.3 muestran el resumen de la capacidad en MW de potencia que es instalable, potencialmente factible en el período 2007 al 2025, correspondientes a los Escenarios 1, 2 y 3 respectivamente, con el siguiente despliegue: Columna (1) Presenta el tipo de energía renovable. Columna (2) Establece el factor de planta típico para proyectos representativos. Columna (3) Indica el nivel actual de potencia instalada al año 2007. Columna (4) Presenta el nivel esperado de potencia instalada para el año 2015. Columna (5) Presenta el potencial BRUTO estimado para cada tipo de energía. Columna (6) Indica el potencial bruto que se considera factible al año 2025. Columna (7) Presenta el nivel esperado de potencia instalada al año 2005, con un factor de penetración variable para cada energía, menor que el 100%.

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2.3 Capacidad de energía generada potencialmente factible, en GWh/año. Para los valores de potencia instalada de las Tablas 2.1, 2.2 y 2.3, correspondientes a los Escenarios 1, 2 y 3 respectivamente, las Tablas 3.1, 3.2 y 3.3 muestran el resumen de la capacidad de generación en GWh/año que es potencialmente factible de generar en el período 2007 al 2025, para los Escenarios 1, 2 y 3 respectivamente. Nótese los factores de planta para cada tipo de ERNC.

Tabla 2.1: CAPACIDAD INSTALABLE POTENCIALMENTE FACTIBLE, MW (Escenario1)

Recurso ERNC (1)

Factor Planta

(2) Actual

(3)

Escenario Base

(4)

Potencial Bruto

(5)

Potencial Bruto

Factible (6)

Potencial Factible

(7) Año 2007 2015 2025 2025

Hidráulica 0,6 117 616 20.392 3.003 1.421 6,3%Geotérmica 0,8 0 130 16.000 1.500 810 3,6%

Eólica 0,3 18 150 40.000 1.500 330 1,5%Biomasa 0,8 191 300 13.675 3.249 461 2,0%

Solar 0,2 0 10 100.000 1.051 210 0,9%FV 0,15 0 4 1.000 500 100 0,4%

Total, MW 326 1.210 191.067 10.803 3.332 15% SIC 8.608 13.181 22.736 22.736 22.736 100%

% SIC 3,8% 9,2% 840% 47,5% 14,7%

Tabla 2.2 CAPACIDAD INSTALABLE POTENCIALMENTE FACTIBLE, MW (Escenario 2)

Recurso ERNCFactor Planta Actual

Escenario Base

Potencial Bruto

Potencial Bruto

Factible Potencial Factible

Año 2007 2015 2025 2025 Hidráulica 0,6 117 675 20.392 3.003 1.653 7,3%

Geotérmica 0,8 0 130 16.000 1.500 940 4,1%Eólica 0,3 18 298 40.000 1.500 998 4,4%

Biomasa 0,8 191 300 13.675 3.249 501 2,2%Solar 0,2 0 10 100.000 1.051 210 0,9%FV 0,15 0 4 1.000 500 100 0,4%

Total, MW 326 1.417 191.067 10.803 4.402 19%SIC 8.608 13.181 22.736 22.736 22.736 100%

% SIC 3,8% 11% 840% 48% 19%

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Tabla 2.3 CAPACIDAD INSTALABLE POTENCIALMENTE

FACTIBLE, MW (Escenario 3)

Recurso ERNC

Factor Planta Actual Escenario

Base Potencial

Bruto Potencial

Bruto Factible

Potencial Factible

Año 2007 2015 2025 2025 Hidráulica 0,6 117 675 20.392 3.003 1.850 8,14%

Geotérmica 0,8 0 130 16.000 1.500 1.400 6,16% Eólica 0,3 18 440 40.000 1.500 1.200 5,28%

Biomasa 0,8 191 400 13.675 3.244 903 3,97% Solar 0,2 0 10 100.000 1.051 250 1,10% FV 0,15 0 4 1.000 500 150 0,66%

Total, MW 326 1.659 191.067 10.798 5.753 25,3%

SIC 8.608 13.181 22.736 22.736 22.736 100% % SIC 3,8% 12,6% 840% 47,5% 25,3%

Tabla 3.1: CAPACIDAD GENERACION POTENCIALMENTE FACTIBLE, GWh/año (Escenario 1)

Recurso ERNC Factor Planta Actual

Escenario Base

Potencial Generación,

BRUTO

Potencial Bruto

Factible Potencial Factible

Año 2007 2015 2025 2025

Hidráulica 0,6 615 3.238 107.180 15.784 7.469 7,1%

Geotérmica 0,8 0 911 112.128 10.512 5.676 5,4%Eólica 0,3 47 394 105.120 3.942 867 0,8%

Biomasa 0,8 1339 2.102 95.834 22.769 3.231 3,1%Solar 0,2 0 18 175.200 1.841 368 0,3%

FV 0,15 0 5 1.314 657 131 0,1%Total,

GWh/año 2.001 6.668 596.777 55.505 17.743 17%

SIC, GWh 39.964 61.195 105.560 105.560 105.560 100%

% SIC 5% 11% 565% 53% 17%

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Tabla 3.2: CAPACIDAD GENERACION POTENCIALMENTE FACTIBLE, GWh/año (Escenario 2)

Recurso ERNC

Factor Planta Actual

Escenario Base

Potencial Generación,

BRUTO

Potencial Bruto

Factible Potencial Factible

Año 2007 2015 2025 2025

Hidráulica 0,6 615 3.548 107.180 15.784 8.688 8,2% Geotérmica 0,8 0 911 112.128 10.512 6.588 6,2%

80 0,3 47 783 105.120 3.942 2.623 2,5% Biomasa 0,8 1339 2.102 95.834 22.769 3.511 3,3%

Solar 0,2 0 18 175.200 1.841 368 0,3%

FV 0,15 0 5 1.314 657 131 0,1% Total,

GWh/año 2.001 7.367 596.777 55.505 21.909 21%

SIC, GWh 39.964 61.195 105.560 105.560 105.560 100%

% SIC 5% 12% 565% 53% 21%

Tabla 3.3: CAPACIDAD GENERACION POTENCIALMENTE FACTIBLE, GWh/año (Escenario 3)

Recurso ERNC

Factor Planta Actual Escenario

Base Potencial

Generación,BRUTO

Potencial Bruto

Factible

Potencial

Factible

Año 2007 2015 2025 2025

Hidráulica 0,6 615 3.548 107.180 15.784

9.724 9,2%

Geotérmica 0,8 - 911 112.128 10.512

9.811 9,3%

Eólica 0,3 47 1.156 105.120 3.942

3.154 3,0%

Biomasa 0,8 1.339 2.803 95.834 22.734

6.328 6,0%

Solar 0,2 - 18 175.200 1.841

438 0,4%

FV 0,15 - 5 1.314 657

197 0,2%

Total, GWh/año 2.001 8.441 596.777 55.470 29.652 28,1%

SIC, GWh 39.964 61.195 105.560 105.560 105.560 100,0%% SIC 5,0% 13,8% 565,3% 52,5% 28,1%

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3. Capacidad de potencia instalable en el período 2007-2025 Las Tablas 4.1, 4.2 y 4.3 junto a las tablas 5.1, 5.2 y 5.3 muestran un ejercicio para la potencia instalable y energía entregada, para los Escenarios 1, 2 y 3, respectivamente, con la incorporación de centrales con generación ERNC. No pretende ser un plan de obras sino que dar una indicación que en la medida de que se vayan introduciendo las energías renovables, la mayor experiencia, la capacidad de servicios y recursos disponibles, permitirá la formación de clusters que harán más expedita la aplicación de las ERNC’s. La reducción de costos de inversión favorecerá paulatinamente las nuevas tecnologías, entre ellas la de tipo solar. Tabla 4.1: CAPACIDAD INSTALABLE FACTIBLE, MW (Escenario 1)

Año Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa Solar FV Total ERNC SIC, MW %

2007 150 18 191 359 8.608 4,2% 2008 247 18 191 456 8.931 5,1% 2009 289 18 200 507 9.321 5,4% 2010 289 18 200 507 9.809 5,2% 2011 303 38 220 561 10.467 5,4% 2012 382 40 58 240 2 722 11.183 6,5% 2013 460 65 78 260 2 865 11.819 7,3% 2014 538 105 98 280 10 2 1.033 12.481 8,3% 2015 616 130 118 300 10 4 1.178 13.181 8,9% 2016 706 195 138 321 30 6 1.396 13.990 10,0%2017 796 195 158 340 50 8 1.547 14.789 10,5%2018 886 240 178 355 70 11 1.740 15.630 11,1%2019 975 290 198 360 90 15 1.928 16.489 11,7%2020 1065 355 218 380 110 20 2.148 17.396 12,3%2021 1136 490 238 385 130 26 2.405 18.353 13,1%2022 1207 580 258 420 150 34 2.649 19.363 13,7%2023 1279 680 278 435 170 44 2.886 20.428 14,1%2024 1350 745 298 449 190 64 3.096 21.551 14,4%2025 1421 810 330 461 210 100 3.332 22.736 15% 6,3% 3,6% 1,5% 2,0% 0,9% 0,4% 15% 100%

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Tabla 4.2: CAPACIDAD INSTALABLE FACTIBLE, MW (Escenario 2)

Año Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa Solar FV Total ERNC

SIC, MW %

2007 150 18 191 359 8.608 4%2008 247 18 191 456 8.931 5%2009 289 58 200 547 9.321 6%2010 289 98 200 587 9.809 6%2011 303 138 220 661 10.467 6%2012 396 40 178 240 2 856 11.183 8%2013 489 65 218 260 2 1.034 11.819 9%2014 582 105 258 280 10 2 1.237 12.481 10%2015 676 130 298 314 10 4 1.432 13.181 11%2016 780 195 358 341 30 6 1.710 13.990 12%2017 885 260 418 364 50 8 1.985 14.789 13%2018 989 325 478 382 70 11 2.255 15.630 14%2019 1.094 405 558 410 90 15 2.572 16.489 16%2020 1.198 485 618 420 110 20 2.851 17.396 16%2021 1.289 565 678 438 130 26 3.126 18.353 17%2022 1.380 645 758 468 150 34 3.435 19.363 18%2023 1.471 745 838 476 170 44 3.744 20.428 18%2024 1.562 845 918 501 190 64 4.080 21.551 19%2025 1.653 940 998 501 210 100 4.402 22.736 19% 7,3% 4,1% 4,4% 2,2% 0,9% 0,4% 19% 100%

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Tabla 4.3: CAPACIDAD INSTALABLE FACTIBLE, MW (Escenario 3)

Año Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa Solar FV Total ERNC SIC, MW %

2007 150 18 191 359 8.608 4,2%2008 247 18 210 475 8.931 5,3%2009 289 80 220 589 9.321 6,3%2010 289 140 235 664 9.809 6,8%2011 303 200 265 768 10.467 7,3%2012 396 40 260 310 2 1.008 11.183 9,0%2013 489 65 320 345 2 1.221 11.819 10,3%2014 582 105 380 370 10 2 1.449 12.481 11,6%2015 675 130 440 400 10 4 1659 13.181 12,6%2016 797 195 510 44 30 6 1.582 13.990 11,3%2017 918 300 580 480 50 7 2.335 14.789 15,8%2018 1039 350 650 55 70 15 2.179 15.630 13,9%2019 1160 400 720 610 110 20 3.020 16.489 18,3%2020 1281 500 800 645 140 30 3.396 17.396 19,5%2021 1395 650 880 690 170 50 3.835 18.353 20,9%2022 1509 800 960 750 200 80 4.299 19.363 22,2%2023 1623 1000 1040 810 220 100 4.793 20.428 23,5%2024 1736 1200 1120 865 240 125 5.286 21.551 24,5%2025 1850 1400 1200 903 250 150 5.753 22.736 25,3%

8,1% 6,2% 5,3% 4,0% 1,1% 0,7% 25,3% 100%

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4. Capacidad de Generación ERNC en el período 2007-2025 Con los valores de potencia instaladas de centrales de ERNC de las Tablas 4.1, 4.2 y 4.3, las Tablas 5.1, 5.2 y 5.3 muestran la distribución de energía generada ERNC en el período 2007-2025 correspondientes a los Escenarios 1, 2 y 3 respectivamente.

Tabla 5.1: CAPACIDAD DE GENERACION FACTIBLE, GWh (Escenario I)

Año Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa Solar FV Total ERNC

SIC, GWh %

F.P. 0,6 0,8 0,3 0,8 0,2 0,15 2007 788 - 47 1.339 - - 2.174 39.964 5,4%2008 1.298 - 47 1.339 - - 2.684 41.464 6,5%2009 1.519 - 47 1.402 - - 2.968 43.274 6,9%2010 1.519 - 47 1.402 - - 2.968 45.542 6,5%2011 1.593 - 100 1.542 - - 3.234 48.598 6,7%2012 2.008 280 152 1.682 4 - 4.126 51.922 7,9%2013 2.418 456 205 1.822 4 - 4.904 54.874 8,9%2014 2.828 736 258 1.962 18 3 5.804 57.946 10,0%2015 3.238 911 310 2.102 18 5 6.584 61.195 10,8%2016 3.711 1.367 363 2.250 53 8 7.750 64.952 11,9%2017 4.184 1.367 415 2.383 88 11 8.446 68.661 12,3%2018 4.657 1.682 468 2.488 123 14 9.431 72.566 13,0%2019 5.125 2.032 520 2.523 158 20 10.378 76.557 13,6%2020 5.598 2.488 573 2.663 193 26 11.540 80.768 14,3%2021 5.971 3.434 625 2.698 228 34 12.990 85.210 15,2%2022 6.344 4.065 678 2.943 263 45 14.337 89.897 15,9%2023 6.722 4.765 731 3.048 298 58 15.623 94.841 16,5%2024 7.096 5.221 783 3.147 333 84 16.663 100.057 16,7%2025 7.469 5.676 867 3.231 368 131 17.743 105.560 17%

7,1% 5,4% 0,8% 3,1% 0,3% 0,1% 17% 100%

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Tabla 5.2: CAPACIDAD DE GENERACION FACTIBLE, GWh (Escenario 2)

Año Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa Solar FV Total ERNC SIC, GWh % F.P. 0,6 0,8 0,3 0,8 0,2 0,15 2007 787 0 47 1.339 0 0 2.173 39.964 5% 2008 1.298 0 47 1.339 0 0 2.684 41.464 6% 2009 1.519 0 152 1.402 0 0 3.073 43.274 7% 2010 1.519 0 258 1.402 0 0 3.178 45.542 7% 2011 1.595 0 363 1.542 0 0 3.499 48.598 7% 2012 2.084 280 468 1.682 4 0 4.517 51.922 9% 2013 2.573 456 573 1.822 4 0 5.427 54.874 10% 2014 3.062 736 678 1.962 18 3 6.458 57.946 11% 2015 3.551 911 783 2.201 18 5 7.468 61.195 12% 2016 4.100 1.367 941 2.390 53 8 8.858 64.952 14% 2017 4.649 1.822 1.099 2.551 88 11 10.219 68.661 15% 2018 5.199 2.278 1.256 2.677 123 14 11.547 72.566 16% 2019 5.748 2.838 1.466 2.873 158 20 13.103 76.557 17% 2020 6.298 3.399 1.624 2.943 193 26 14.483 80.768 18% 2021 6.776 3.960 1.782 3.070 228 34 15.849 85.210 19% 2022 7.254 4.520 1.992 3.280 263 45 17.354 89.897 19% 2023 7.732 5.221 2.202 3.336 298 58 18.847 94.841 20% 2024 8.211 5.922 2.413 3.511 333 84 20.473 100.057 20% 2025 8.689 6.588 2.623 3.511 368 131 21.910 105.560 21% 8,2% 6,2% 2,5% 3,3% 0,3% 0,1% 21% 100%

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Tabla 5.3: CAPACIDAD DE GENERACION FACTIBLE, GWh (Escenario 3)

Año Hidráulica Geotérmica Eólico Biomasa Solar FV Total ERNC

SIC, GWh %

F.P. 0,6 0,8 0,3 0,8 0,2 0,15 2007 787 - 47 1.339 - - 2.173 39.964 5,4% 2008 1.298 - 47 1.472 - - 2.817 41.464 6,8% 2009 1.519 - 210 1.542 - - 3.271 43.274 7,6% 2010 1.519 - 368 1.647 - - 3.534 45.542 7,8% 2011 1.595 - 526 1.857 - - 3.977 48.598 8,2% 2012 2.084 280 683 2.172 4 - 5.223 51.922 10,1%2013 2.573 456 841 2.418 4 - 6.290 54.874 11,5%2014 3.062 736 999 2.593 18 3 7.409 57.946 12,8%2015 3.548 911 1.156 2.803 18 5 8.441 61.195 13,8%2016 4.187 1.367 1.340 308 53 8 7.262 64.952 11,2%2017 4.823 2.102 1.524 3.364 88 9 11.910 68.661 17,3%2018 5.459 2.453 1.708 385 123 20 10.148 72.566 14,0%2019 6.096 2.803 1.892 4.275 193 26 15.285 76.557 20,0%2020 6.732 3.504 2.102 4.520 245 39 17.143 80.768 21,2%2021 7.331 4.555 2.313 4.836 298 66 19.397 85.210 22,8%2022 7.929 5.606 2.523 5.256 350 105 21.770 89.897 24,2%2023 8.528 7.008 2.733 5.676 385 131 24.462 94.841 25,8%2024 9.127 8.410 2.943 6.062 420 164 27.126 100.057 27,1%2025 9.724 9.811 3.154 6.328 438 197 29.652 105.560 28,1%

9,2% 9,3% 3,0% 6,0% 0,4% 0,2% 28,1% 100%

Comentarios Para los Escenarios 1 y 2, los resultados de este trabajo señalan un potencial bruto de ERNC’s del orden de 191.000 MW, con un potencial estimado técnicamente factible de 10.803 MW y un potencial técnico-económico factible de instalar al año 2025 en el rango de 3.332 MW a 4.402 MW, para ambos escenarios supuestos. Este rango de potencia instalable, para los supuestos del estudio significa una generación de energía anual entre 17.743 y 21.910 GWh, lo que corresponde a una reducción entre 7,1 y 8,8 millones de toneladas de emisiones de CO2, aportando entre un 17%-21% de la demanda esperada de 105.560 GWh para el año 2025. En el Escenario 3, la potencia estimada al 2025 es de 5753 MW, con una capacidad de generación de 29652 GWh/año, lo que equivale a un 28% de la energía provista por el SIC el 2025, con una reducción de emisiones de aproximadamente 12 millones de toneladas de CO2 al año.

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5. Sobre la evaluación económica de los proyectos ERNC

5.1 Resultados de Escenarios 1, 2 y 3. Las Tablas 2.1, 2.2 y 2.3 presentan el resumen con la estimación de potencia en MW y las Tablas 3.1, 3.2 y 3.3 señalan el aporte de energía anual GWh/año de los potenciales técnico-económicos factibles de proyectos para implementar en el SIC al año 2025, en los Escenarios 1, 2 y 3, respectivamente. De los proyectos factibles técnicamente, al año 2025 se considera el criterio conservador de que se aplica solo una parte de ellos, tomando un factor de penetración menor que el 100%, ya que no todos los proyectos potenciales se concretan en el año 2025, sobretodo porque deben ir compitiendo con proyectos de generación convencionales que pueden tener costos menores. Un mayor dinamismo puede producirse con una política de incentivos, aumento de exigencias ambientales, mayores costos de energías fósiles y reducción de costos de inversión de tecnologías ERNC. Por cierto que los valores de estimación representan un rango de valores, que en general son conservadores. 5.2 Análisis de sensibilidad de Escenarios 1 y 2. En los capítulos dedicados a cada energía ERNC, en el respectivo análisis de evaluación económica, se consideran los dos escenarios ya definidos y se hace un análisis de sensibilidad respecto de la variación de precios de la energía y de costos de inversión [1]. En ambos escenarios se considera un horizonte de 20 años y una tasa de descuento de 10% anual. Durante la discusión del trabajo en su fase final y dado el reciente comportamiento de los precios de los energéticos [2], [7], [8], surge el interés de considerar el efecto de un incremento del precio de la energía de un 3.5% anual, lo que se plantea como el Escenario No.3.

Escenario Nº1. Precio de la Energía US$ 75/MWh, con 1% aumento anual, a partir del 2008. Escenario Nº2: Precio de la Energía US$ 102/MWh, con 1% aumento anual, a partir del 2008. Escenario Nº3: Como una variación, se agrega este escenario considerando un precio de la Energía US$ 102/MWh, con un 3,5% aumento anual, a partir del 2008 con tasa de descuento del 10%, horizonte de evaluación de 20 años.

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Fig.7 Escenarios de precios de energía considerados

5.3 Efecto de una tasa de crecimiento de precios de 3.5% anual. a) Proyectos eólicos. A modo de ejercicio se ha considerado la energía eólica para ilustrar el Escenario 3. Efectivamente, luego de realizar la evaluación económica, la Tasa Interna de Retorno de los proyectos eólicos considerados aumenta en promedio en un 2.2% adicional a la TIR del Escenario 2. b) Proyectos hidráulicos de pasada. En un muestreo de proyectos CNR-CNE y DGA, en el Escenario 3, la TIR crece en promedio un 6.3%. Luego se verifica que en un escenario de precios crecientes de la energía, mejora la rentabilidad de proyectos energéticos ERNC y por lo tanto su dinámica en la aplicación, lo que indica la tendencia a aumentar el factor de penetración de las ERNC’s. Sin embargo, se debe mantener un seguimiento del comportamiento dinámico de precios de la energía y también de costos de insumos (maquinaria, acero, transporte, servicios), lo que también afecta la rentabilidad de proyectos competidores.

Escenarios de precios de energía US$/MWh

60

70

80

90

100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

Año

Prec

io E

nerg

ía, U

S$/M

Wh

Escenario 1

Escenario 2

Escenario 3

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6. Costo de la Energía para cada ERNC En Anexos del presente documento se indican los valores estimados del Costo de la Energía (COE). Estos valores, son estimados a partir de las planillas de evaluación económica, para VAN=0, con tasa de descuento del 10% y Tasa Interna de Retorno (TIR) igual al 10%. Dichos valores se resumen en la siguiente tabla.

Tabla No.6 Rango de valores estimados

(*) Según valores de proyecto con Factor de Planta 30%, dado por sus promotores. (**) Datos proyectados según antecedentes generales, que incluyen una parte de la línea de transmisión. No se incluye costos de infraestructura por ampliación de capacidades de transmisión SIC. Los valores son estimaciones en base a información disponible, por lo que se debe agregar la variación resultante de factores como: a) Experiencia en el negocio y cartera de proyectos, b) Factores de contingencia de proyecto, factor de introducción de nueva tecnologías, c) Decisiones y acciones estratégicas, d) Costos adicionales por barreras específicas. Comentarios y observaciones:

1. En los valores calculados del COE, solo se ha considerado la incorporación de un paño de S/E y una línea de transmisión según la distancia estimada a la S/E más cercana del SIC.

2. No está considerado el refuerzo o la construcción de una línea adicional para el transporte de energía a centros de consumo. Para incorporar el costo de líneas de transmisión y paño de subestación, en la Tabla No.7, se indican algunos valores referenciales.

3. No está considerado el costo del terreno, ni de la franja de paso, ni del costo adicional de conexión con la empresa de subtransmisión..

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4. En la evaluación económica, se ha considerado la simplificación de considerar que la inversión se hace en el año 0 y que la puesta en marcha se hace en el año 1. Dado que el tiempo de instalación y puesta en marcha puede ser mayor de un año, estos valores de COE son valores optimistas.

5. Los proyectos de Centrales Hidráulicas de Pasada, tienen referentes en Chile y son las de mayor probabilidad de incorporarse al SIC.

6. Los proyectos Solares no son rentables económicamente, con los escenarios de precios supuestos. Se considera que su aplicación se basa en criterios de decisión estratégicos o de aplicaciones de nicho (electrificación, rural, co-generación, turístico, áreas limpias, etc.).

7. En general, el costo de generación COE es más competitivo para proyectos más cercanos al SIC, con mayor factor de planta y mayor potencia instalada.

8. Las desventajas de los proyectos geotérmicos son las localizaciones (cercanas a lugares turísticos) y las emisiones propias de la operación y explotación de recursos geotérmicos.

9. El tamaño de las plantas de biomasa consideradas en la Tabla No.6 tiene una gran variabilidad, considerando la disponibilidad y sustentabilidad del suministro de biomasa en el tiempo. En efecto, otras aplicaciones de la biomasa pueden ser de mayor atractivo como madera para muebles, generación de gas y biocombustibles.

Tabla 7: Valores referenciales de costos del patio de alta tensión y de la línea de transmisión

Nivel de voltaje Costos Paño (US$) Costo Línea (US$/km) 15 kV y 23 kV Entre 30.000 y 50.000 Entre 10.000 y 18.000

66 kV 200.000 Entre 26.000 y 32.000 110 kV 300.000 Entre 36.000 y 50.000 154 kV Entre 400.000 y 500.000 Entre 50.000 y 70.000 220 kV Entre 700.000 y

1.000.000 100.000

Fuente: Elaboración Propia CIE – UTFSM, Prof. German Ubilla

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7. Breve análisis FODA de las ERNC 7.1 Principales aspectos estratégicos de las ERNC Se resumen los principales aspectos estratégicos de las ERNC a) Fortalezas

Recurso propio, Independencia Energética: Capacidad de regulación de carga: Reducción de gases de efecto invernadero: Larga vida útil: Experiencia (internacional) y confianza en la Tecnología:

b) Oportunidades

Aprovechar el recurso para la Independencia Energética: Más eficiencia en los recursos utilizados: Disminuir la carga al SIC Aumento en el precio de la energía Canal de desarrollo sinérgico de otros rubros (Educación, Infraestructura) Percepción positiva de jóvenes (Escuelas, centros de formación) Externalidades en desarrollo y descentralización de regiones en Chile.

c) Debilidades

Variabilidad Hidrológica (Hidráulica) Factores de Planta variable (Eólica, Solar), Intermitencia (Ver punto 7.2) Incertidumbre y riesgos iniciales (Geotermia) Dificultad de Accesos al recurso Falta de infraestructura y capacidad de servicios tecnológicos

d) Amenazas

Competencia con proyectos hidráulicos mayores que 20 MW y proyectos de energías convencionales, que son más rentables (Ejemplo: carbón), por su tamaño y la economía de escala. Falta de Información (recursos ERNC mal evaluados e información no consolidada). En la evaluación general, las energías innovadoras son percibidas con una mayor tasa de riesgo, por la poca experiencia y la probabilidad de una indisponibilidad del recurso por razones climáticas.

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7.2 Sobre la intermitencia de las ERNC La disponibilidad del recurso energético es importante para la planificación y despacho. El concepto de intermitencia se refiere al comportamiento fluctuante en el tiempo, de carácter no predecible de algunos recursos de energías renovables como la energía eólica y la solar. En particular, la energía eólica no tiene la característica de potencia predecible, por lo que su capacidad de aporte de potencia firme es menor que la de fuentes más estables como la hidráulica y la térmica, por lo que ofrece un bajo grado de aporte de potencia. En pequeños parques eólicos aislados, la intermitencia de corta duración es más notable que en parques eólicos de gran tamaño. Debe señalarse que en la medida de que se desarrollen y adapten métodos modernos de modelado y predicción estadística del comportamiento de los vientos, la energía eólica aumentará su carácter de energía despachable. La integración con sistemas de almacenamiento y operación conjunta con sistemas de generación de potencia firme y de capacidad de regulación, permite una compensación de la intermitencia. Así también, la intermitencia de corta duración asociada a la generación de flicker, puede compensarse con métodos modernos de filtros activos de potencia para su mitigación, [10], [11], [12].

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8.- CONCLUSIONES 8.1 Respecto a la información disponible En el desarrollo de este trabajo, se verificó que no existe un catastro nacional de recursos energéticos y de ERNC’s en el país, con una base de información computacional organizada (Sistema Geográfico de Información) que tenga los datos necesarios para la gestión de recursos naturales a nivel central y para la gestión de proyectos de inversión. Así, por razones de tiempo, recursos y oportunidad, este estudio se realizó en una ventana de tiempo estrecha entre diciembre 2007 y marzo 2008, por lo que sus resultados son estimaciones globales que pueden segmentarse y detallarse con trabajos de mayor alcance y profundidad. Sin embargo, los autores consideran que los resultados son suficientes para contribuir con una perspectiva y orientación general para el perfeccionamiento de una política energética de mediano y largo plazo. 8.2 Respecto de los potenciales técnico-económicos factibles. 8.2.1 Energía Hidroeléctrica. La Energía Hidroeléctrica constituye un valioso recurso ERNC, con centrales de pasada menores a 20 MW, que en el escenario realista hacia el año 2025 provee un potencial técnico-económico de 1653 MW, con una capacidad de 8.688 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 60%. Cabe destacar que no se incluyen los potenciales para centrales hidroeléctricas de tamaño mayor a 40 MW, cuya cantidad es importante ni los recursos menores a 2 MW. 8.2.2 Energía Geotérmica. La Energía Geotérmica, en el escenario realista hacia el año 2025 provee un potencial técnico-económico de 940 MW, con una capacidad de 6.588 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 80%. 8.2.3 Energía Eólica. La Energía Eólica, en el escenario realista hacia el año 2025 provee un potencial técnico-económico de 998 MW, con una capacidad de 2623 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 30%. 8.2.4 Energía de la Biomasa. La Energía de la Biomasa, en el escenario realista hacia el año 2025 provee un potencial técnico-económico de 501 MW, con una capacidad de 3511 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 80%. 8.2.5 Energía Termo-Solar eléctrica. La aplicación de energía solar, con centrales termo-solar eléctricas tiene un gran potencial, pero se visualiza que en el escenario realista hacia el año 2025 tiene una aplicación en nichos específicos de co-generación con una baja penetración debido a sus altos costos de inversión, proveyendo un potencial técnico-económico de 210 MW, con una capacidad de 368 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 20%.

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8.2.6 La Energía Solar Fotovoltaica. La aplicación de energía solar, con paneles fotovoltaicos tiene un gran potencial, pero se visualiza que en el escenario realista hacia el año 2025 tiene una baja penetración debido a sus altos costos de inversión, con aplicaciones de nicho de generación en sistemas aislados (electrificación rural) y en co-generación para casas y edificios particulares, institucionales y comerciales, proveyendo un potencial técnico-económico de 100 MW, con una capacidad de 131 GWh/año, asumiendo un factor de planta de 15%. 8.2.7 Resumen del potencial técnico-económico de ERNC. El total del potencial técnico-económico estimado para un escenario realista es de 21.909 GWh que se puede aportar al SIC al año 2025, que de un total proyectado de demanda para el año 2025 de 122.992GWh, representa un 17,8% de este valor de energía. 8.2.8 Sobre el factor de penetración y dinamismo de incorporación de ERNC. El factor de penetración para las ERNC menor que el 100% se debe a que no todos los proyectos potenciales se concretan en el año 2025, sobretodo porque deben ir compitiendo con proyectos de generación convencionales que pueden tener costos menores. Un mayor dinamismo puede producirse con:

a) Una política de incentivos, b) Aumento de exigencias ambientales, c) Mayores costos de energías convencionales (fósiles e hidroeléctricas

grandes) d) Reducción de costos de inversión de tecnologías ERNC.

8.29 Respecto a la reducción de emisiones de CO2. Para los escenarios 1 y 2, considerando una tasa de reducción de 0,4 Ton/MWh, el potencial anual de generación ERNC en el rango entre 17.743 y 21.909 GWh, corresponde a una reducción anual entre 7,1 y 8,7 millones de toneladas de emisiones de CO2. En el Escenario 3, con una capacidad de generación estimada de 29.652 GWh/año, lo que equivale a un 28% de la energía provista por el SIC el 2025, con una reducción de emisiones de aproximadamente 12 millones de toneladas de CO2 al año.

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8.3 Respecto a las dificultades y barreras generales de las ERNC 8.3.1 La geografía longitudinal del país y la estructura del SIC no favorece la incorporación de mini/micro-centrales al SIC ya que en general, los recursos energéticos están ubicados lejos de los centros de consumo y la infraestructura del sistema troncal de transmisión del SIC tiene limitaciones. 8.3.2 Ausencia de incentivos. El sistema normativo actual es imperfecto porque no tiene los incentivos adecuados para estimular la inversión en ERNC’s que al ser energías innovadoras tienen un costo de inversión mayor, sobretodo al comienzo de su aplicación. Cabe destacar que en los países avanzados, el programa de incentivos ha sido vital para la incorporación de ERNC’s, el desarrollo de tecnologías y generación de externalidades positivas. 8.3.3 Poca cultura, experiencia e inmadurez de ERNC’s en mercado chileno. La madurez de la tecnología externa permite que el desarrollo de proyectos de este tipo sea de bajo riesgo tecnológico. Sin embargo, en la adaptación, aplicación y soporte de la tecnología, emergen las debilidades de escasez de recursos humanos especializados, infraestructura tecnológica, capacidad de manufactura y servicios, falta de capacidad industrial local (cluster de Energía) lo que frena y encarece el desarrollo de proyectos ERNC. 8.3.4 Identificación y Catastro de recursos. Como ya se ha planteado, Chile cuenta con un gran potencial de energías hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas, biomasa y solar no explotadas, y sobretodo mal identificadas y evaluadas incluso no teniendo estudios que cuantifiquen completamente el recurso, lo que significa que cualquier estrategia de desarrollo de estos proyectos debe acompañarse de estudios exhaustivos del potencial disponible. 8.3.5 Capacidad de negociación con proveedores y tiempos de espera. La provisión de equipos y sistemas compite con la alta demanda de otros países y usuarios, lo que plantea tiempos largos de espera y costos mayores. 8.4 Respecto a barreras específicas por cada tipo de energía 8.4.1 Energía Hidráulica, centrales de pasada. Aspectos normativos, gestión de derechos de aguas, ausencia de incentivos para proyectos de riego/generación. Franjas de paso, acceso a subestaciones de subtransmisión, acceso a datos técnicos del SIC para la gestión técnica de proyectos. Para nuevas empresas entrantes, se suman dificultades de gestión técnica, financiera y de contratos para dar viabilidad a sus modelos de negocios. Existe preocupación de las comunidades adyacentes a los proyectos, con dudas sobre los beneficios directos que ellos obtendrían. 8.4.2 Energía Geotérmica. La principal barrera está dada por la alta inversión inicial de las exploraciones del recurso geotérmico, que aumenta el costo,

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incertidumbre y el riesgo financiero, dado que en Chile el acceso a los recursos, requiere de obras de infraestructura adicional, caminos, accesos, instalación de faenas, traslado e instalación de plataformas. Existe preocupación de las comunidades adyacentes a los proyectos, con dudas sobre los efectos de emisiones que se producirían. 8.4.3 Energía Eólica. Falta de catastros y mediciones de comportamiento de viento en alturas de 50 a 80 metros. Aspectos normativos respecto de derechos de exploración de recursos eólicos, costos del terreno y franjas de paso. 8.4.4 Energía de la Biomasa. Su principal dificultad es la ubicación distribuida y transporte del recurso. Las plantas de biomasa tienen ventajas de aplicación como cogeneración en que se empleen residuos o desechos. En la medida de que hay que recolectar la biomasa, el costo de la logística de adquisición del recurso y de su transporte limita el tamaño y rentabilidad de la planta. Respecto de la generación eléctrica, la biomasa compite con otros usos como es la generación de bio-combustibles. 8.4.5 Energía Termo-Solar eléctrica. Ubicación del recurso. Los niveles más favorables de radiación solar en la zona norte del país plantean aplicaciones de nicho como generación para sistemas aislados y co-generación, para sistemas industriales mineros, gestión de agua, (impulsión y desalinización) para turismo y agricultura. Otras dificultades son la baja capacidad de tecnológica propia, el costo del terreno y la aplicación en zonas sin tormentas de viento y arena. 8.4.6 La Energía Solar Fotovoltaica. Para una penetración más dinámica, la principal dificultad reside en el costo de inversión y comparativamente, en la ausencia de incentivos económicos (del tipo subsidios o tributarios) como se aprecia en países más avanzados.

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8.5 Barreras normativas, culturales y de educación Actualmente no hay una institucionalidad para la gestión de recursos naturales, que incluya la gestión de los recursos energéticos y las ERNC’s. Recientemente se ha anunciado la creación del ministerio de energía, lo que constituye un avance en esta materia. No hay una cultura de la innovación en que se reconozca la importancia de apoyar e incentivar las nuevas tecnologías y lograr una autonomía tecnológica. En efecto, el nivel de inversión en I+D+i oscila en torno al 0.7% del PGB, siendo muy bajo respecto de la inversión en países desarrollados. No hay programas de educación extendidos sobre la ciencia, medio ambiente y energía. La creación reciente del PPEE, representa un avance en esta materia. Respecto de aspectos normativos. En Chile se está avanzando gradualmente en esta materia. Se han promulgado las leyes cortas I y II, que mejoran la viabilidad técnica de pequeños proyectos de ERNC. Recientemente se ha aprobado la ley de energías renovables que establece que los comercializadores de energía deben acreditar que un porcentaje de la energía comercializada cada año fue inyectada por ERNC. Esta exigencia se inicia para los contratos de comercialización de energía realizados a partir del año 2010. Se debe acreditar un porcentaje del 5% para los años 2010 al 2014, y se agrega un incremento anual del 0,5% anual a partir del 2015, para llegar a un porcentaje del 10% en el año 2024. De no cumplir esta exigencia el comercializador de energía debe pagar una multa del orden de 30 US$/MWh. Sin embargo, ya que no hay un reglamento que obligue al cumplimiento de un 100% de esta exigencia, por diversos motivos de no cumplirse plenamente esta exigencia, las empresas generadoras podrían optar por pagar la multa respectiva.

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9. Recomendaciones A continuación se resumen algunas recomendaciones para reducir las barreras y dificultades de las ERNC’s enunciadas anteriormente. 9.1 Las energías renovables no convencionales constituyen una componente relevante para diversificación de la matriz energética nacional, contribuyendo a la seguridad y autonomía en el abastecimiento energético. Para desarrollar y aprovechar los potenciales existentes, es recomendable considerar las ERNC’s como un elemento estratégico que amerita el diseño y aplicación de programas de I+D+i, formación de RR/HH y adaptaciones tecnológicas, como parte de la política energética nacional. 9.2 A nivel nacional, es recomendable perfeccionar una institucionalidad energética con la formación de agencias con la misión de reducir las barreras indicadas, mediante: a) La formación de un cluster de energía y recursos naturales (Ejemplo:

Cluster de energía eólica, cluster de energía solar-térmica eléctrica, clusters regionales, etc.)

b) El desarrollo de exploraciones, catastros y mediciones de recursos naturales, destacando los recursos energéticos.

c) El establecimiento de un sistema de administración geográfica computacional que gestione la información técnica de los recursos energéticos y ofrezca servicios a los potenciales inversionistas.

d) Convocar a los distintos actores para el desarrollo de actividades conjuntas de investigación, desarrollo e innovación (I+D+i) en tecnologías de la energía (participación profesionales, gremios y participación ciudadana).

e) Integración de proyectos energéticos en regiones ligados en su plan de desarrollo estratégico regional (turismo, agro-industria, minería, pesca).

f) Perfeccionamiento de mecanismos e instrumentos normativos para facilitar el empleo de las ERNC’s.

g) Generación de infraestructura para incorporación de ERNC´s al Sistema Interconectado Central (SIC).

9.3 Para la energía hidráulica, se propone mejorar los mecanismos e instrumentos actuales para la gestión de cuencas regionales, embalses y sistemas de riego junto a la generación de energía, incorporando incentivos semejantes a los existentes para las de obras de riego. 9.4 Para la energía geotérmica, se recomienda un fuerte apoyo inicial del estado, como acción habilitante esencial para reducir el riesgo asociado a los costos iniciales de exploración y explotación a nivel piloto. 9.5 Para la energía eólica, es pertinente el perfeccionamiento de aspectos normativos de uso del suelo para facilidades de mediciones. La

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organización de un cluster eólico facilita la integración de productos y servicios nacionales (torres y grúas por ejemplo) a proyectos eólicos. Así también, la planificación de obras en el tiempo, ofrece oportunidad para mejorar la capacidad de negociación con proveedores externos. 9.6 Para las nuevas tecnologías de ERNC’s como la biomasa, la energía solar y otras fuentes futuras (océano, hidrógeno, etc.), es recomendable la I+D+i con promoción de plantas piloto que inicialmente sirvan para soluciones de nicho y también como una vía de transferencia tecnológica, para demostración y validación de adaptaciones tecnológicas. Esta recomendación sigue los lineamientos establecidos en [5], orientados a aumentar la competitividad del país. 9.7 Dado el carácter general y simplificado de este trabajo, más bien del tipo exploratorio, es recomendable emprender acciones de difusión y promoción de las posibilidades y limitaciones de las ERNC’s; desarrollar estudios más segmentados y específicos para mejorar la precisión de las estimaciones; identificación de oportunidades y la formulación de carteras de proyectos. 9.8 Se recomienda incentivar la capacidad científica y tecnológica del país para mejorar la transferencia y adaptación de tecnologías, con antenas, con giras tecnológicas, fortalecimiento de centros tecnológicos y personas emprendedoras, que lideren las innovaciones y los quiebres tecnológicos, no solo en energía sino que también en actividades de generación de valor, como el turismo, agroindustria, forestal, pesca y minería.

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Referencias [1] UTFSM, Informe. Revisión de la contribución potencial de energías renovables no convencionales (ERNC) al SIC al año 2025, Abril, 2008. [2] The world energy supply and demand projections to 2050, Yuko Oshino, 2004. [3] REN21 Renewables Global Status Report 2006 Update, www.ren21.net [4] REN21 Renewables 2007 Global Status Report, December, 2007. [5] Comisión Nacional de Energía, Chile (CNE), www.cne.cl [6] Hacia una estrategia nacional de innovación para la competitividad, Vol. II, año 2008, Consejo Nacional de Innovación para la Competitividad. [7] Renewable Energy Industry Status Report, Año 2006, Energy Efficiency and Conservation Authority (EECA), New Zealand. [8] Annual energy outlook 2008, DOE/EIA-0383(2008). [9] WTRG Economics. www.wtgr.com [10] E. Hau, „Wind Turbines“, Springer, [11] S. Heier, „Wind Energy Conversion Systems“, Wiley, 2006. [12] H. Holttinen et al, "Design and Operation of Power Systems with Large Amounts of Wind Power", IEA Wind Summary Paper", Global Wind Power Conference September 18-21, 2006, Adelaide, Australia. [13] Energía geotermoeléctrica: una decisión postergada (Investigador A. Lahsen), Revista Ciencia y Tecnología, CONICYT, Santiago 19 de Mayo de 2004.