Desafíos del Proyecto Aysén: lo importante y lo secundario · 2017-03-02 · Se impacta 12,5 veces la superficie en hectáreas para un 10% de la potencia total de Aysén. Necesidad

Desafíos del Proyecto Aysén: lo importante y lo secundario

Hugh RudnickPontificia Universidad Católica de Chile

Systep Ingeniería y Diseños

3 Junio 2008

2

Objetivos

�Dar una visión, personal, de lo importante y de lo secundario en relación al proyecto Aysén

�Lo secundario, la discusión sobre si debemos desarrollar o no la hidroelectricidad en el país

�Lo importante, ¿cómo desarrollarla, y cómo insertarla en un desarrollo competitivo del abastecimiento eléctrico futuro?

3

Tabla de contenidos

�El aporte mundial de la hidroelectricidad

�Las alternativas de abastecimiento futuro de energía eléctrica en Chile

�Las restricciones de nuestra geografía

�Los desafíos regulatorios de la transmisión

�Los costos de Aysén y los precios

�Lo importante y lo secundario

4

Lo secundario

�La hidroelectricidad participa con un 17% en la producción mundial de electricidad, con plantashidro en 150 países, y con 24 de esos paísesdependiendo de ellas en un 90% de suabastecimiento eléctrico

�Reconocimiento creciente de su aporte a reducirel efecto invernadero

�Es totalmente secundaria la discusión de sidebemos desarrollar nuestra hidroelectricidad

5

Noruega

� 98% hidro

� 28,7 GW

�Red de transmisión que cubre todo el país

6

Lo importante

� ¿Cómo aprovechamos nuestra hidroelectricidad?

� ¿Dónde la desarrollamos?

� ¿Cómo la transportamos a través de nuestra locageografía?

� ¿Cómo resolvemos el problema de unatransmisión compartida?

� ¿A qué precios podemos aspirar sidesarrollamos nuestra hidroelectricidad?

7

Tabla de contenidos







8

1002.676Mundo

34912Resto del mundo

2,464India

2,566Francia

3,267Suecia

3,492Japón

4,9130Noruega

6,1164Rusia

9,6258EEUU

10,7285Brasil

10,8288China

13,1350Canadá

%TWhProductores

USA

Canada

Noruega

Brasil

Japón

China

Rusia

Suecia

Francia

India

Principales productores hidro, 2004 (International Energy Agency)

La hidroelectricidad a nivel mundial

9

Canadá y Estados Unidos iniciaronsu desarrollo hidroeléctrico en 1880’s y están entre los cuatromayores productores a nivelmundial

10

Estados Unidos

� Hidroelectricidad es el recurso renovable mas grande de EEUU, con sobre 75% de la capacidad renovable

� 8% de la electricidad proviene de 90.090 MW, con 2.300 centrales, incluidos 180 proyectos federales

� Interés creciente en la hidroelectricidad por necesidad:� Desarrollar recursos energéticos locales

� Reducir emisiones de CO2

� Reducir impacto ambiental de la energía

� Desarrollar nuevas tecnologías.

11

Plantas Sir Adam Beck 1600 MW (Niagara Falls, desde 1922)

12

Estados Unidos

� Hidroelectricidad permite integrar otras energías renovables, y llenar los valles y puntas de fuentes intermitentes (solar, eólica).

� EPRI calcula que la hidroelectricidad tiene el potencial de crecer 20% en los próximos 20 años, creando 23.000 MW nuevos al 2025. 43% será en centrales hidroeléctricas convencionales, y el resto proveniente de mareomotriz, olas y aplicaciones hidrocinéticas.

� Oportunidades de mejorar eficiencia de centrales existentes, hasta en un 25%, agregando 2.300 MW en los próximos 20 años

� Sólo 3% de los 80.000 embalses de agua son utilizados para generar electricidad, lo que, de aumentar, podría contribuir con 5.000 a 10.000 MW adicionales en los próximos 20 años.

13

Canadá

� La hidroelectricidad ha sido, como el ferrocarril, unaherramienta central de desarrollo, por casi 130 años.

� Además de proveer la necesaria energía, ha abiertoregiones remotas, atraído industria, estimuladocrecimiento económico, alimentado innovación, y creadoexperiencia tecnológica mundial

� Apróx. 475 plantas hidroeléctricas contribuyen con 70.000 MW, que producen un promedio de 355 terawatt horas por año.

� Canadá genera dos tercios de su electricidad con agua, equivalente a 560 millones de barriles de petróleo al año, evitando producir approx. 250 millones de toneladas de CO2 al año.

14

Potencial hidroeléctrico Canadá

Provincias / Territorios Potencial

hidráulico

(MW)

Québec 44.100

British Columbia 33.137

Yukon 17.664

Alberta 11.775

Northwest Territories 11.524

Ontario 10.270

Manitoba 8.785

Newfoundland & Labrador 8.540

Nova Scotia 8.499

Nunavut 4.307

Saskatchewan 3.955

New Brunswick 613,8

Prince Edward Island 2,6

Canada 163.173

15

Péribonka (385 MW)

� Inicia operaciones en Diciembre 2007

16

China

�En 1949 se tenía un total de 1.850 MW instalados (incluyendo 163 MW hidro). A Diciembre 2007, la capacidad aumentó a 713.290 MW

�La generación a carbón domina (83% in 2007), y la emisión de CO2, SO2, NOx y otros, es una de las principales fuentes de polución a nivel nacional, aunque el país tiene carbón para 200 años.

�El potencial hidroeléctrico es de 676 GW, con posibilidades concretas de desarrollar 378 GW

17

Tres Gargantas (18.200 MW)

18

Potencial hidroeléctrico

Proyecto Río Provincia Capacidad (MW)

Xiluodu Yangtze Yunnan-Sichuan 12.600

Xiangjiaba Yangtze Sichuan 6.000

Jinping 1a cascada Yalongjiang Sichuan 3.600

Jinping 2a cascada Yalongjiang Sichuan 4.400

Pubugou Daduhe Sichuan 3300

Goupitan Wujiang Guizhou 3.000

Longtan Xijiang Guangxi 5.400

Xiaowan Lancangjiang Yunnan . 4.200

Nuojiadu Lancangjiang Yunnan 5.850

Lawaxi Yellow river Qinghai 4.200

Total 52.550

19

Three Gorges

18200 MW

Lontan

5400 MW

Lawaxi

4200 MW

Great Turn

48000 MW Xiluodu & Xiangjiaba

12600 + 6000

Jinping 1 & 2

3600 + 4400

En operación

En construcción

Proyectos

Xiaowan 4200 MW

Nuojiadu 5850 MW

Changjiang

Huanghe

Lancangjiangg

Jinshajiang

To SE Asia

Yaluzangbu Jiang

Nujiang

Potencial hidroeléctrico

20

Latinoamérica

Survey of Energy Resources, World Energy Council, 2007

21

1897 Chivilingo (215 kW)

22

1992 Itaipu (14.000 MW en 2007)

23

Grandes centrales y embalses

24

Latinoamérica

�Mas de 50% de la electricidad es hidro(comparado con 17% a nivel mundial), aunquemenos del 20% del potencial es utilizado

�Brasil tiene una capacidad instalada de generación de apróx. 100 GW (90% del total es hidro, con no más del 30% del potencial utilizado).

�La mayor parte del potencial hidro está en el Amazonas

25

Ejemplo desarrollo en Amazonas

� Río Madeira, principal tributario del Amazonas, con cuenca cubriendo 25% del Amazonas brasileño

� Dos centrales de embalse: Santo Antonio (3,1 GW) y Jirau(3,3 GW).

� Construcción de una hidrovía de 4.200 km de largo que hace posible la navegación de grandes embarcaciones en los ríos Madeira, Madre de Dios y Beni.

� 2.400 km. de líneas de transmisión para conectar a la franja de consumos en la costa

� Apróx. 20.000 millones de dólares

26

Perú exportando hidro a Brasil

� 15 proyectos con total de 19.285 MW

Proyecto Capacidad (MW)

Pongo de Manseriche 7 550

Rentema 1 525

Paquitzapango 1 379

Ina 200 1 355

Sumabeni 1 074

Urub 320 942

La Balsa 915

Cumba 4 825

Cuquipampa 800

Vizcatán 750

27

Tabla de contenidos







28

�Alternativas convencionales/escala comercial� Hidroelectricidad� Carbón� Gas Natural Licuado� Integración regional (gas de Perú, Bolivia, Argentina) � Eficiencia energética� Gestión energética� Nuclear

�Alternativas renovables no convencionales� Mini hidraúlica� Eólica� Biomasa y Biogas� Geotérmica� Biocombustibles

Alternativas de suministro

29

• Más de 20.000 MW de potencial en Chile

Recurso hidroeléctrico

30

833 1260 1050 2100 2075 760 5225 18150

200

400

600

800

1000

Akosombo/ G

hana

Kariba/

Zambia/Zimbabwe

Sobradinho/ Brazil

Aswan High/

Egypt

Cabora Bassa/

Mozambique

Kainji/ N

igeria

Churchill F

alls/

Canada

Porto Prim

avera/

Brazil

Aysén 2750 MW, 5910 ha, 2,14 ha/MW

Recurso poco invasivo

Hectáreas inundadas por MW ycapacidad instalada

31

2075 833 1000 1000 18200 760 10500

20

40

60

80

100

120

Cabora

Bassa/

Mozambique

Akosombo/

Ghana

Mangla/

Pakistan

Narmada

Sagar/ In

dia

Three

Gorges/

China

Kainji/

Nigeria

Sobradinho/

Brazil


Personas desplazadas por MW ycapacidad instalada

Aysén 2750 MW, 5910 ha, 0 personas/MW

32

Tamaño de la circunferencia indica relación superficie

utilizada/potencia instalada (ha/MW)

Wind (360 MW)

Baker 2 (360 MW)

Pascua 1 (460 MW)Baker 1 (660 MW)

Pascua 2.2 (500 MW)

Pascua 2.1 (770 MW)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

250 350 450 550 650 750 850 950

Capacity [MW]

Reserv

oir

are

a [ha]


33

Carbón

USA, 26%

Rusia, 16%

China, 12%India, 9%

Australia, 8%

Alemania, 7%

South Africa,

5%

Ucrania, 3%

Kazakhstan,

3%

Resto del

Mundo, 11%

Fuente: Statistical Review of World Energy 2004

Propiedad Reservas Reservas según tipo de Carbón

Fuente: International Energy Annual 2001, Energy Information Administration.

Combustibles con mejor proyección

Reservas de carbón en más de 70 países (68% del petróleo y 67% de gas estáconcentrado en Medio Oriente y Rusia). A actuales niveles de producción, reservas probadas de carbón para 155 años (41 para petróleo y 65 para gas)

34

� Si se considera el área de influencia (sobre el aire respirable a la zona circundante al recinto) declarado en el estudio de impacto ambiental de la central termoeléctrica Campiche:

� Se impacta 12,5 veces la superficie en hectáreas para un 10% de la potencia total de Aysén.

� Necesidad limitar desarrollo del carbón por impacto ambiental

Central Termoeléctrica Campiche

Capacidad bruta (MW) 270

Combustible Carbón

Area de influencia 37 km x 20 km

Area de influencia 74.000 ha

Recurso más invasivo en aire

35

Energías Renovables No Convencionales

• Mini-Hidráulicas (centrales hidráulicas con potencias menores a 9 MW)

•Eólicas

•Biomasa: Biogas, gasohol, quema de desechos orgánicos, tratamiento de basura, etc.

• Geotermia: energía calórica contenida en el interior de la tierra, que se transmite por conducción térmica hacia la superficie.

36

COE cents/kWh Solar térmico

1980 1990 2000 2010 2020

Geotermia

1980 1990 2000 2010 2020

10

8

6

4

2

70

60

50

40

30

20

10

Biomasa

1980 1990 2000 2010 2020

12

9

6

3

COE cents/kWh

1980 1990 2000 2010 2020

45

30

15

1980 1990 2000 2010 2020

100

80

60

40

20

Eólico Fotovoltáico

Fuente: Paola Vasconi R., Terram, 2007

Altos costos – tecnologías en desarrollo

37

Tabla de contenidos







38

Nuestra loca geografía- Aysén

potencial10.000 MW

39

Nuestra loca geografía- minicentrales

1.000 centrales 10 MW

40

Nuestra loca geografía- el norte

potencial solar

potencial eólico

41

Tabla de contenidos







42

Los desafíos de la transmisión

Potencial Aysén 10.000 MW-Hidroaysén 2750 MW-Energía Austral 1154 MW-AES Gener

43


�Potencial de mayor impacto en el entorno que los mismos embalses

�Numerosos propietarios privados a los que se impondrá servidumbre

�Necesidad cruzar reservas naturales y parques nacionales

�Dificultad cruzar zonas de geografía compleja y muy malas condiciones climáticas

44

�Tribunal de Defensa de la Libre Competencia

�Reconoce que diseño “exclusorio” de la línea de transmisión por parte de Hidroaysén podría implicar un riesgo, al constituirse en un obstáculo para otras centrales en Aysén

�Instruye procedimiento garantice acceso abierto a terceros

�Tecnologías de transmisión DC ampliables se han formulado, pero no aplicado

�Procedimiento inaplicable- wishful thinking


45

Proyecto Noreste India

Generación

2009-10 2.600MW

� Lower Subansiri (2000 MW), Kameng (600 MW)

2016-17 7.000 MW

� Middle Siang (1000 MW), Hotung (1000 MW), Kalai (1040

MW), Middle Subansiri (2500 MW), Tipaimukh U(1500 MW)

Transmisión DC en etapas

• Etapa 1 : 600 kV, 4500 MW

• Etapa 2: : 800 kV, 6000 MW

46


Potencial Aysén 10.000 MW-Hidroaysén 2750 MW-Energía Austral 1154 MW-AES Gener

47

Tabla de contenidos







48

Central a carbón (250 MW)

Costos de inversión (2.000 US$/kW)

Centrales 500 millones US$

Línea de interconexión y puerto 27 millones US$

Costo variable generación (carbón a 100 US$/ton) 42 US$/MWh

Factor de recuperación del capital

tasa de descuento 12 %

vida útil del proyecto 30 años

Porcentaje potencia firme 65 %

Energía producida anualmente 1.749 GWh

Costo medio de energía 73,9 US$/MWh

Alternativas y costos

49

Hidroaysén (2750 MW)

Costos de inversión

Centrales (www.hidroaysen.cl) 2.430 millones US$

Línea de interconexión corriente continua 2.500 millones US$

Costos anuales de O&M 6,7 % anual

Factor de recuperación del capital

tasa de descuento 12 %

vida útil del proyecto 50 años

Porcentaje potencia firme 50 %

Energía producida anualmente 18.430 GWh

Costo medio de energía 28,7 US$/MWh

Costo medio de energía (con inversión en 6.000 millones) 36,0 US$/MWh

Alternativas y costos

50

Mercado chileno opera centrales generadoras en base a costos variables, no costos medios

Precios determinados en base a costos marginalesSeñal eficiente para competencia y estímulo a la

eficiencia en inversión y operaciónPrecios de largo plazo resultan de decisiones de

inversión de los agentes privados, que buscan lograr rentabilidades mínimas en un contexto competitivo

Ejercicio teórico de análisis de posibles escenarios futuros, con distintas decisiones de inversión, y distintos precios resultantes

Costos y precios

51

Plan de expansión de generación adaptado a mercado competitivo: el precio es la señal para el inversionista

Crisis de la no inversión y el corte del gas

Llegan las inversiones estimuladas por las licitaciones

Precio tiende al costo de desarrollo de la tecnología térmica más económica (carbón)

52


Entran centrales de Aysén

53

Se retrasan inversiones en carbón


54

Se retrasan inversiones en Aysén


55

Por ende, aunque los costos totales de generación disminuyan a nivel nacional, los precios, como reflejos de los costos marginales, no necesariamente bajarán con un mayor desarrollo hidroeléctrico, incluido Aysén

Es la mayor competencia por el mercado, la que orienta bajas de precios

Serán las licitaciones competitivas de las empresas distribuidoras. y de las grandes empresas mineras, las que tienen el potencial de bajar los precios

Costos y precios

56

Licitaciones de distribuidoras

Barra de Energía Contratada Precio [US$/MWh]

Suministro GWh/año AdjudicadoAES Gener Chilectra Polpaico 220 300 58,1

AES Gener Chilectra Polpaico 220 900 57,8AES Gener Chilquinta Quillota 220 188,5 57,9

AES Gener EMEL Quillota 220 360 59,0AES Gener EMEL Quillota 220 770 52,5AES Gener Chilectra Polpaico 220 1800 65,8

Colbun CGE Alto Jahuel 220 700 55,5Colbun Saesa Charrúa 220 1500 53,0

Colbun Saesa Charrúa 220 582 54,0Colbun Chilectra Polpaico 220 500 58,6

Colbun Chilectra Polpaico 220 1000 58,3Colbun Chilectra Polpaico 220 1000 57,9

Endesa Chilectra Polpaico 220 1050 50,7Endesa Chilectra Polpaico 220 1350 51,0Endesa Chilquinta Quillota 220 188,5 51,0

Endesa Chilquinta Quillota 220 430 50,2Endesa CGE Alto Jahuel 220 1000 51,3

Endesa CGE Alto Jahuel 220 170 57,9Endesa Saesa Charrúa 220 1500 47,0

Endesa EMEL Quillota 220 876,5 55,6Endesa Chilectra Polpaico 220 1700 61,0Endesa Chilectra Polpaico 220 1500 61,0

Guacolda Chilectra Polpaico 220 900 55,1

Generador Distribuidora

57

Licitaciones de distribuidoras

Suministros adjudicados*

La estrategia de contratación de Endesa, con un porcentaje alto de hidroelectricidad, es ofrecer precios más competitivos.

* Precios referidos a Alto Jahuel 220

58

Licitaciones -indexación

CPI

150

200

250

01-2005 01-2006 01-2007 01-2008 01-2009

Diesel [US$/M3]

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

01-2005 01-2006 01-2007 01-2008 01-2009

Carbón [US$/Ton]

0

50

100

150

200

01-2005 01-2006 01-2007 01-2008 01-2009

Gas Natural Licuado [US$/MM BTU]

0

2

4

6

8

10

12

14

01-2005 01-2006 01-2007 01-2008 01-2009

Fuente: Indice de Precios de Combustibles publicado por la CNE.

59

Adjudicado

Indexado (Abril 2008)

Precios indexados

* Precios referidos a Alto Jahuel 220

60

Precios de Licitaciones

� Con los esquemas de indexación, los precios de las licitaciones no reflejan el costo de desarrollo de unidades térmicas a carbón

� Se está traspasando los riesgos de precios a los consumidores. ¿Han sido estos riesgos correctamente dimensionados?

� ¿Ayudarán finalmente las centrales de Aysén a bajar los precios de la energía a los usuarios finales?

� Plazos estrechos de licitaciones atentan contra esto (instrucción al respecto del Tribunal de la Libre Competencia)

61

Tabla de contenidos







62

Lo secundario

�La hidroelectricidad participa con un 17% en la producción mundial de electricidad, con plantashidro en 150 países, y con 24 de esos paísesdependiendo de ellas en un 90% de suabastecimiento eléctrico

�EEUU, Canadá, China, Brasil desarrollandonuevos proyectos

�Es totalmente secundaria la discusión de sidebemos desarrollar nuestra hidroelectricidad

63

Lo importante

� ¿Cómo aprovechamos nuestra hidroelectricidad?

� ¿Dónde la desarrollamos?

� ¿Cómo la transportamos a través de nuestra locageografía?

� ¿Cómo resolvemos el problema de unatransmisión compartida?

� ¿A qué precios podemos aspirar sidesarrollamos nuestra hidroelectricidad?

64

� Fundamental integrar en esquema de mercado

� necesidad por mayor competencia

� gran potencial de generación de Aysén

� acceso a la transmisión.

� Los costos sociales de duplicación de transmisión son importantes

�Necesidad de mejorar esquema de licitaciones

Los desafíos de lo importante

Desafíos del Proyecto Aysén: lo importante y lo secundario

Hugh RudnickPontificia Universidad Católica de Chile

Systep Ingeniería y Diseños

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