Informe Final. Preparado por: CENTRO DE ENERGÍA - FCFM UNIVERSIDAD DE CHILE

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1 Proyecto Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados (MINENERGIA / GIZ) PN: Expansión de largo plazo para distintos escenarios de desarrollo de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) Informe Final Preparado por: CENTRO DE ENERGÍA - FCFM UNIVERSIDAD DE CHILE Santiago de Chile Noviembre de 2011

2 Aclaración Este estudio fue elaborado por encargo de Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH como parte del proyecto Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Eléctricos Interconectados, implementado por el Ministerio de Energía y GIZ en el marco de la cooperación intergubernamental entre Chile y Alemania. El proyecto se financia a través de la Iniciativa Internacional para la Protección del Clima (IKI) del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza y Seguridad Nuclear (BMU) de Alemania. Sin perjuicio de ello, las conclusiones, opiniones y recomendaciones de los autores no necesariamente reflejan la posición del Gobierno de Chile. De igual forma, cualquier referencia a una empresa, producto, marca, fabricante u otro similar no constituye en ningún caso una recomendación por parte del Gobierno de Chile o de GIZ. Se autoriza la reproducción parcial o total, siempre y cuando se cite la fuente de referencia.

3 i Resumen El objetivo general del presente estudio consiste en cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro en el SING de diversos escenarios de expansión de la oferta eléctrica en base a ERNC. La participación/nivel de penetración de las ERNC en la matriz energética se establece de acuerdo escenarios plausibles de evolución, partiendo de un escenario línea base de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) donde la penetración de ERNC se determina considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo de cada tecnología. A partir de dicho escenario, se realizan diversas perturbaciones que permitan generar otros escenarios plausibles de penetración. El horizonte del estudio se establece hasta el año Basado en el objetivo general antes descrito, se identifican los siguientes objetivos específicos: Definir un escenario base de penetración de ERNC con un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) para el año 2030 considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología. Contar con una propuesta de línea base de expansión del SING hasta el año 2030, a partir de proyecciones de la CNE, evaluada en cuanto a eficiencia y seguridad de suministro. Disponer de montos plausibles de potencial ERNC integrables al SING para el año 2030 considerando disponibilidad del recurso y costos de desarrollo para cada tecnología. En este contexto, es importante destacar que los escenarios a analizar no representan necesariamente los escenarios más probables a presentarse en el año 2030 sino también posibles tendencias a futuro, que no implican necesariamente los escenarios más probables. Contar con propuestas de escenarios de expansión del SING (Gx y Tx) para los escenarios anteriormente definidos (que incorporen mayor participación de ERNC que la línea base), evaluados de acuerdo a atributos de eficiencia y seguridad de suministro. Evaluar los costos asociados a cada uno de los escenarios en términos de la operación del sistema y los costos totales involucrados. Presentar un desglose de los costos de los escenarios evaluados (incluidos los costos en la línea base) al menos en cuanto a: inversión en generación, operación en generación, combustibles e inversión en transmisión. Contar con una estimación de las emisiones de contaminantes atmosféricos para los escenarios evaluados.

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5 iii Contenido Tabla de Contenidos Resumen... i Contenido... iii Tabla de Contenidos... iii Listado de Figuras... vii Listado de Tablas... xiii 1. Introducción Antecedentes Objetivo general Objetivos específicos Alcances Antecedentes generales del proyecto Metodología general Propuesta general de desarrollo Supuestos: Limitación de tecnologías de generación a considerar Estimación del crecimiento del consumo eléctrico Situación actual Crecimiento esperado del sector Determinación de curvas de duración Estimación de costos Costos de inversión de ERNC Proyecciones de costos de ERNC según diferentes fuentes Proyectos de ERNC en Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) Proyecciones de costos de ERNC a utilizar en el estudio Costos variables de operación para las ERNC... 20

6 iv 5.3 Costos de operación y mantención para las ERNC Costos de inversión de tecnologías de generación convencionales Proyecciones de costos de inversión de tecnologías convencionales Proyectos de generación convencional en Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) Proyecciones de costos de generación convencional ajustadas a la realidad nacional Costos variables de tecnologías de generación convencionales Costo de combustibles Determinación de costos variables Escenarios futuros de desarrollo de ERNC Escenarios de desarrollo Escenarios de evaluación Ejercicio de planificación Sistema de transmisión considerado Limitación de los puntos de inyección de centrales convencionales Limitación de los puntos de inyección de tecnologías de ERNC Energía eólica Energía solar Energía geotérmica Planificación óptima del SING Descripción del modelo Planteamiento del problema de optimización Resultados escenarios de desarrollo Escenario base Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Conclusiones del escenario base Escenario combustibles constantes Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Costo variable eólicas = 6 USD/MWh... 76

7 v Conclusiones del escenario combustibles constantes Escenario B de gas natural Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Conclusiones del escenario B de gas natural Escenario energía Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Conclusiones del escenario Escenario Costo variable eólicas = 0 USD/MWh Costo variable eólicas = 6 USD/MWh Conclusiones del escenario Escenario pesimista (sin ERNC) Conclusiones del escenario pesimista (sin ERNC) Resultados de los atributos de eficiencia y seguridad de suministro Escenarios de desarrollo Escenarios de evaluación Conclusiones Referencias Anexos Distribución de ERNC Escenarios de desarrollo Escenario base Escenario combustibles constantes Escenario B gas natural Escenario energía Escenario Ley Circuitos adicionales Tx Escenarios de desarrollo Escenario base

8 vi Escenario combustibles constantes Escenario B gas natural Escenario energía Energía generada (años 2020 y 2030) Escenarios de desarrollo Escenario base Escenario combustibles constantes Escenario B de gas natural Escenario Escenario Ley Escenario Pesimista Capacidad de reserva Escenarios de desarrollo Escenarios de evaluación Costos marginales de energía (no incluye inversiones) Energía no suministrada

9 vii Listado de Figuras Figura 2-1. Generación bruta SING [GWh]... 6 Figura 3-1. Metodología general propuesta... 7 Figura4-1. Curva de duración demanda para el año Figura 4-2. Procedimiento para obtención curva duración Figura 4-3. Proyección ventas de energía en SING. Período Figura 4-4. Proyección potencia máxima anual en SING. Período Figura 5-1. Costos de inversión para turbinas eólicas onshore y para geotermia Figura 5-2. Costos de inversión para paneles solares fotovoltaicos y para generación solar térmica (CSP) Figura 5-3. Costos de inversión considerados para las turbinas eólicas onshore y para geotermia Figura 5-4. Costos de inversión considerados para los paneles solares fotovoltaicos y para la generación solar térmica (CSP) Figura 5-5. Costo adicional de reservas Figura 5-6. Costos de operación y mantención para turbinas eólicas onshore y para geotermia Figura 5-7. Costos de operación y mantención para las tecnologías ERNC Figura 5-8. Costos de operación y mantención para las diferentes tecnologías Figura 5-9. Costos de operación y mantención expresados como inversión Figura Costos de inversión (incluidos O&M) para turbinas eólicas onshore y para geotermia Figura Costos de inversión (incluidos O&M) para paneles solares fotovoltaicos y para generación solar térmica (CSP) Figura Costos de inversión para tecnologías de generación en base a carbón y gas natural Figura Costos de inversión de tecnologías convencionales ajustados a la realidad nacional Figura Proyección de precios de petróleo crudo y carbón Figura Proyección de precios del gas natural Figura Proyección de costos variables de operación Figura 6-1. Meta energética Figura 6-2. Ley de ERNC Figura 6-3. Proyección de precios del gas natural Figura 6-4. Proyección de costos variables de operación en Escenario B de gas natural... 35

10 viii Figura 6-5. Proyección de costos variables de operación en Escenario combustibles constantes Figura 6-6. Matriz de escenarios a analizar (de desarrollo y evaluación) Figura 7-1. Sistema de transmisión a considerar Figura 7-2. Zonas para desarrollos de generación eólica Figura 7-3. Factores de planta de generación solar Figura 7-4. Barras adicionales consideradas para desarrollos de generación eólica y geotérmica Figura 8-1. Costos marginales promedios para periodo Escenario base Figura 8-2. Capacidad instalada en generación para periodo Escenario base Figura 8-3. Energía generada para periodo Escenario base Figura 8-4. Emisiones de CO2 para periodo Escenario base Figura 8-5. Energía no suministrada para periodo Escenario base Figura 8-6. Costos marginales promedios para periodo Escenario base Figura 8-7. Capacidad instalada en generación para periodo Escenario base Figura 8-8. Energía generada para periodo Escenario base Figura 8-9. Emisiones de CO2 para periodo Escenario base Figura Energía no suministrada para periodo Escenario base Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario combustibles constantes Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario combustibles constantes Figura Energía generada para periodo Escenario combustibles constantes Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario combustibles constantes Figura Energía no suministrada para periodo Escenario combustibles constantes Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario combustibles constantes Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario combustibles constantes Figura Energía generada para periodo Escenario combustibles constantes Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario combustibles constantes Figura Energía no suministrada para periodo Escenario combustibles constantes Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario B gas natural Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario B gas natural Figura Energía generada para periodo Escenario B gas natural... 85

11 ix Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario B gas natural Figura Energía no suministrada para periodo Escenario B gas natural Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario B gas natural Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario B gas natural Figura Energía generada para periodo Escenario B gas natural Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario B gas natural Figura Energía no suministrada para periodo Escenario B gas natural Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario Figura Energía generada para periodo Escenario Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario Figura Energía no suministrada para periodo Escenario Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario Figura Energía generada para periodo Escenario Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario Figura Energía no suministrada para periodo Escenario Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario Figura Energía generada para periodo Escenario Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario Figura Energía no suministrada para periodo Escenario Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario Figura Energía generada para periodo Escenario Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario Figura Energía no suministrada para periodo Escenario Figura Costos marginales promedios para periodo Escenario pesimista (sin ERNC) Figura Capacidad instalada en generación para periodo Escenario pesimista (sin ERNC) Figura Energía generada para periodo Escenario pesimista (sin ERNC)

12 x Figura Emisiones de CO2 para periodo Escenario pesimista (sin ERNC) Figura Energía no suministrada para periodo Escenario pesimista (sin ERNC) Figura 9-1. Gráficos polares para escenarios y base Figura Evolución del porcentaje de ERNC para los escenarios de desarrollo Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario base. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario base. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario base. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario base. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario base. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario base. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario combustibles cte. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario combustibles cte. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario USD/MWh

13 xi Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario USD/MWh Figura Circuitos de línea adicionales para periodo Escenario USD/MWh Figura Capacidad de reserva. Escenario base y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Capacidad de reserva. Escenario base y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Figura Capacidad de reserva. Escenario combustibles estáticos y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas Capacidad de reserva. Escenario combustibles estáticos y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Capacidad de reserva. Escenario gas natural B y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Capacidad de reserva. Escenario gas natural B y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Capacidad de reserva. Escenario y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Capacidad de reserva. Escenario y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Capacidad de reserva. Escenario y 0 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Capacidad de reserva. Escenario y 6 USD/MWh de costo variable para las eólicas Figura Capacidad de reserva. Escenario pesimista Figura Costos marginales. Escenario base Figura Costos marginales. Escenario combustibles constantes Figura Costos marginales. Escenario B gas natural Figura Costos marginales. Escenario energía Figura Costos marginales. Escenario Ley Figura Energía no suministrada. Escenario base Figura Energía no suministrada. Escenario combustibles constantes Figura Energía no suministrada. Escenario B gas natural Figura Energía no suministrada. Escenario energía Figura Energía no suministrada. Escenario Ley

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15 xiii Listado de Tablas Tabla 2-1. Capacidad instalada según combustible... 5 Tabla 4-1. Crecimiento de la demanda en energía de los clientes del SING Tabla 5-1. Proyectos solares PV en el SEIA Tabla 5-2. Proyectos de geotermia en el SEIA Tabla 5-3. Proyectos eólicos en el SEIA Tabla 5-4. Proyectos en base a gas natural en el SEIA Tabla 5-5. Proyectos carboneros en el SEIA Tabla 5-6. Proyectos en base a diesel en el SEIA Tabla 5-7. Proyectos en base a Fuel-Oil N 6 en el SEIA Tabla 5-8. Costos de inversión asociados a las tecnologías de generación convencional Tabla 5-9. Costo variable combustible promedio Tabla Escenario de evaluación Shock de precios Tabla 7-1. Parámetros de las líneas del SING modeladas Tabla 7-2. Turbinas eólicas consideradas en cada emplazamiento Tabla 7-3. Potencial eólico aproximado por sector Tabla 7-4. Proyectos geotérmicos a considerar Tabla 8-1. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario base Tabla 8-2. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario base Tabla 8-3. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario base Tabla 8-4. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario base Tabla 8-5. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario combustibles constantes Tabla 8-6. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario combustibles constantes Tabla 8-7. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario combustibles constantes Tabla 8-8. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario combustibles constantes Tabla 8-9. Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario B gas natural Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario B gas natural Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario B gas natural Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario B gas natural... 89

16 xiv Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2020). Escenario pesimista (sin ERNC) Tabla Tabla comparativa de la capacidad instalada (año 2030). Escenario pesimista (sin ERNC) Tabla 9-1. Caracterización de escenarios de desarrollo Tabla 9-2. Caracterización de escenarios de desarrollo considerando los escenarios de evaluación Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario base. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario base. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario base. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario base. 6 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario base. 6 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario base. 6 USD/MWh Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario B gas natural. 6 USD/MWh

17 xv Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía eólica. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar fotovoltaica. Escenario USD/MWh Tabla Distribución de la energía solar CSP. Escenario USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario base. 0 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario base. 0 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario base. 6 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario base. 6 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario combustibles constantes. 0 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario combustibles constantes. 6 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario B gas natural. 0 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario B gas natural. 6 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario USD/MWh

18 xvi Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario Ley USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario Ley USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario Ley USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario Ley USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2020). Escenario pesimista. 0 USD/MWh Tabla Tabla comparativa de la energía generada (año 2030). Escenario pesimista. 0 USD/MWh

19 1 1. Introducción 1.1 Antecedentes 1. La inminente necesidad de diversificación de la matriz energética nacional unido a diversas consideraciones medioambientales han llevado a Chile a una política gubernamental de apoyo a la integración de energías renovables no convencionales (ERNC) en los sistemas eléctricos nacionales. 2. Dado que los efectos de las ERNC en los sistemas eléctricos de potencia dependen fuertemente de las características técnicas del mismo, los resultados y conclusiones obtenidos para un determinado sistema de potencia -con sus propias características y requerimientos técnicos- no pueden ser aplicados directamente a otro sistema en el cual el impacto podría eventualmente no ser el mismo. De lo anterior se desprende la necesidad de estudios independientes que permitan obtener conclusiones acerca del impacto de grandes inyecciones de ERNC en los sistemas interconectados nacionales de forma realista. 3. La Cooperación Internacional Alemana (GIZ) y el Centro de Energía de la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile (CE-FCFM) han desarrollado diferentes estudios asociados a la integración de ERNC en los sistemas interconectados. En este contexto, el CE-FCFM, a solicitud de GIZ, desarrolló una propuesta metodológica para evaluar una estrategia de expansión óptima de las ERNC en los sistemas interconectados. 4. Sobre la base de lo propuesto por CE-FCFM se identifica la necesidad de evaluar diferentes escenarios de expansión de los sistemas considerando diversos aspectos, tales como: seguridad de suministro, eficiencia económica e impacto en el medio ambiente. El CE-FCFM de la Universidad de Chile tiene experiencia en el desarrollo y aplicación de herramientas de apoyo a la toma de decisiones, en particular a lo asociado a la planificación y operación de sistemas eléctricos de potencia. Asimismo, se manifiesta el interés por contribuir al desarrollo y mejoramiento de herramientas que vinculen el efecto de la penetración de ERNC en la expansión de los sistemas eléctricos.

20 2 1.2 Objetivo general El objetivo general del estudio consiste en cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro en el SING de diversos escenarios de expansión de la oferta eléctrica en base a ERNC. La participación/nivel de penetración de las ERNC en la matriz energética se establece de acuerdo escenarios plausibles de evolución, partiendo de un escenario línea base de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) donde la penetración de ERNC se determina considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología. A partir de dicho escenario, se realiza un análisis que permita generar otros escenarios plausibles de penetración. El horizonte del estudio se establece hasta el año Objetivos específicos Basado en el objetivo general antes descrito, se identifican los siguientes objetivos específicos: Definir un escenario base de penetración de ERNC con un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades) para el año 2030 considerando el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología. Contar con una propuesta de línea base de expansión del SING hasta el año 2030, a partir de proyecciones de la CNE, evaluada en cuanto a eficiencia y seguridad de suministro. Disponer de montos plausibles de potencial de ERNC integrables al SING para el año 2030, considerando disponibilidad del recurso y costos de desarrollo para cada tecnología. En este contexto, es importante destacar que los escenarios a analizar no representan necesariamente los escenarios más probables a presentarse en el año 2030 sino también posibles tendencias a futuro, que no implican necesariamente los escenarios más probables. Contar con propuestas de escenarios de expansión del SING (Gx y Tx) para los escenarios anteriormente definidos (que incorporen mayor participación de ERNC que la línea base), evaluados de acuerdo a atributos de eficiencia y seguridad de suministro. Evaluar los costos asociados a cada uno de los escenarios en términos de la operación del sistema y los costos totales involucrados.

21 3 Presentar un desglose de los costos de los escenarios evaluados (incluidos los de la línea base) al menos en cuanto a: inversión en generación, operación en generación, combustibles e inversión en transmisión. Contar con una estimación de las emisiones de contaminantes atmosféricos para los escenarios evaluados 1.4 Alcances Para las etapas definidas en los objetivos específicos se consideran los siguientes alcances: Las tecnologías de ERNC a considerar en el análisis son: eólica, solar térmica, solar fotovoltaica y geotérmica. Como principales aspectos para determinar niveles de penetración plausible de ERNC son el potencial existente así como los costos de desarrollo de cada tecnología. Los escenarios se determinarán considerando a su vez el nivel de penetración de ERNC definido en la línea base en base a un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin externalidades). A partir de esta línea base, se generarán escenarios plausibles para investigar. Adicionalmente la contraparte podrá indicar la evaluación de escenarios de penetración específicos no obtenidos a partir de la perturbación del escenario base pero de interés en el estudio. La expansión del parque de generación y del sistema de transmisión en la línea base incluyen lo definido por la última fijación de precios de nudo de Abril de La evaluación de cada escenario consiste en determinar las horas de operación por año para cada tecnología de generación, los niveles de generación de las unidades térmicas, los costos de inversión asociados al plan de obras, los costos de operación y falla del sistema así como los costos marginales esperados. La evaluación de costos se realizará con la desagregación señalada en los objetivos específicos. La evaluación de los escenarios considerará un análisis final de las emisiones de contaminantes atmosféricos asociados.

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23 5 2. Antecedentes generales del proyecto Capacidad y generación actual del SING La capacidad actualmente instalada en el SING, es cercana a los 3575 MW[1]. Esta capacidad instalada tiene como principales combustibles el gas natural y el carbón, los que concentran el 58 y 32% respectivamente. El detalle de la capacidad instalada según combustible se presenta en la Tabla 2-1. Tabla 2-1. Capacidad instalada según combustible Potencia Bruta Potencia Bruta Combustible Instalada [MW] Instalada [%] Carbón 148,5 4,2 Carbón + Petcoke 989,3 27,7 Diesel 131,1 3,7 Fuel Oil Nro ,6 5 Diesel + Fuel Oil 39,5 1,1 Gas Natural 2073,9 58 Hidro 14,9 0,4 Potencia Bruta Total Instalada 3574,8 100 Hidro 0% Diesel + Fuel Oil 1% Potencia instalada por combustible Carbón + Petcoke 28% Carbón 4% Diesel 4% Fuel Oil Nro. 6 5% Gas Natural 58% En cuanto a la generación del sistema, según información del CDEC-SING, la generación bruta para el año 2010 y lo transcurrido del 2011, se muestra en la siguiente figura.

24 GWh Informe Final Generación de energía Figura 2-1. Generación bruta SING [GWh] Según la figura anterior, la generación máxima mensual es de 1378 [GWh], lo que implica una potencia media máxima de 1914 MW (considerando un mes con 30 días), bastante menor que la capacidad máxima instalada del SING (3575MW). Según datos del informe Estadísticas de Operación 2000/2009 del CDEC-SING, la operación del sistema durante el año 2009 alcanzó un nivel de generación bruta máxima horaria de 1907 MW la que se dio el 27 de septiembre de 2009 a las 22 pm, representando un 53% de la capacidad instalada actual.

25 7 3. Metodología general 3.1 Propuesta general de desarrollo La metodología de trabajo propuesta de forma tal de alcanzar los objetivos del proyecto, se resume en la Figura 3-1. Recopilación de antecedentes Estimación del crecimiento del consumo eléctrico Escenario base Estimación de costos Determinación de puntos de inyección y tecnologías ERNC Planificación generación/transmisión Línea base Escenarios de desarrollo Escenarios de evaluación Escenario base Escenario 2020-P Escenario 2020-E Escenario Escenario CC Planificación generación/transmisión Statu Quo Escasez carbón Desastre natural Seguridad n-1 Evaluación del plan de expansión en base a atributos de interés Figura 3-1. Metodología general propuesta Recopilación de Antecedentes: Se realiza una recopilación de los antecedentes técnicos relacionados al SING, tales como el sistema eléctrico actual (incluyendo parámetros de la red, sistemas de generación), estadísticas de operación del sistema, parámetros asociados a las tasas de falla de los equipos y descripción de la demanda actual (ciclos diarios, estacionalidad, distribución geográfica). La información se obtiene directamente a partir de fuentes oficiales como el CDEC-SING o la CNE a través de informes como el Precio de Nudo o el Estudio de Transmisión Troncal (ETT). Para la determinación de la red, adicionalmente se consideran los proyectos de generación y transmisión en construcción indicados en el informe de Precio de Nudo de Abril de 2011.

26 8 Estimación del crecimiento del consumo eléctrico: En esta parte se realiza la proyección del consumo eléctrico del SING para el horizonte en estudio. Concretamente, para estimar el crecimiento esperado de la demanda de los clientes residenciales y de los clientes libres para el periodo se considera la proyección estimada por la CNE en el Informe de Precio Nudo del SING de Abril de Estimación de costos: En esta parte se hace una recopilación de diferentes proyecciones de precios de combustibles y costos de inversión delas distintas tecnologías en estudio (centrales convencionales y tecnologías de ERNC), incluidos costos variables no combustibles para el caso de las ERNC e inversiones adicionales asociadas a tecnologías de mitigación o abatimiento de emisiones. Escenario base: En base a los tres puntos anteriores se define un escenario línea base para el estudio. Para dicho escenario se realiza un ejercicio de planificación de generación y transmisión (Tx y Gx) del SING hasta el año 2030obteniéndoseuna propuesta de expansión en ambos ejes. El ejercicio de planificación se realiza considerando un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin considerar externalidades) incluyendo el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología de ERNC. Este ejercicio de planificación a mínimo costo define el nivel de penetración de ERNC óptimo en el caso de la línea base. Escenarios de desarrollo: En esta parte se determinan diversos escenarios de expansión de la oferta eléctrica en base a ERNC a analizar. De especial interés se considera el Escenario 2020, que busca alcanzar un 20% de la generación eléctrica de la matriz nacional hacia el año 2020 sustentada en energías renovables no convencionales. La participación/nivel de penetración de las ERNC en la matriz energética para los otros escenarios en estudio se establece de acuerdo a escenarios plausibles de evolución, partiendo del nivel de penetración de ERNC obtenido en el escenario línea base. Los escenarios a analizar en el presente proyecto se definen en común acuerdo con la contraparte. Ejercicio de planificación generación/transmisión: Con la información anterior se realiza un ejercicio de planificación generación/transmisión del SING hasta el año 2030para cada escenario

27 9 en estudio. Para todos los escenarios el ejercicio de planificación se realiza considerando un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin considerar externalidades). Cabe señalar que las técnicas de optimización desarrolladas por el CE-FCFM permiten identificar más de una alternativa de expansión (generación-transmisión) por escenario. De esta forma, finalmente se dispone de una matriz de resultados que resume un conjunto de soluciones de expansión con los valores alcanzados por cada una de ellas en los distintos escenarios evaluados. Escenarios de evaluación: Para cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro en el SING de los diversos escenarios de desarrollo de ERNC se definen los llamados escenarios de evaluación que representan situaciones críticas (desde el punto de vista eficiencia y seguridad de suministro) para los diferentes planes de expansión Tx y Gx obtenidos. Al igual que los escenarios de desarrollo, los escenarios de evaluación se determinan en común acuerdo la contraparte. Evaluación del plan de expansión en base a atributos de interés: La evaluación de cada escenario de expansión obtenido consiste en determinar las horas de operación por año para cada tecnología de generación, los niveles de generación de las unidades térmicas, los costos de inversión asociados al plan de obras, los costos de operación y falla del sistema, la energía no suministrada así como los costos marginales esperados. La evaluación de costos se realiza con la desagregación señalada en los objetivos específicos. Adicionalmente, la evaluación de los escenarios considerará un análisis de las emisiones de contaminantes atmosféricos asociados. 3.2 Supuestos: Limitación de tecnologías de generación a considerar En el presente proyecto se consideraron todas aquellas tecnologías de generación con un determinado grado de madurez a nivel nacional y con potencial importante de desarrollo en el SING. En total fueron ocho las tecnologías consideradas durante los ejercicios de planificación: carbón, diesel, fuel-oil, gas natural, eólica, solar fotovoltaica, solar CSP y geotérmicas. En cuanto a las tecnologías de generación convencional es importante mencionar: - Si bien se consideró la capacidad instalada actual de generación hidráulica (10,2 MW de la Central Chapiquiña), no se consideró el ingreso de nuevos proyectos, por lo cual se mantiene la capacidad instalada a lo largo de todo el período de análisis.

28 10 - La energía nuclear no fue considerada en los ejercicios de planificación desarrollados en el presente proyecto. Las razones para lo anterior se enumeran a continuación: 1) largos plazos involucrados en el desarrollo de nuevas plantas nucleares llegando alrededor de los 15 años una vez tomada la decisión de invertir 2) declaraciones del gobierno indicando que en el presente periodo no se tomarán decisiones en cuanto a proyectos en base a energía nuclear. Finalmente, en cuanto a las tecnologías de ERNC es importante mencionar: - Para el desarrollo de proyectos de generación eólicos se consideran generadores de inducción doblemente alimentados (DFIG). Concretamente se investigan los Vestas V- 90 de 2,0 MW y el Gamesa de 850 kw. - Para las aplicaciones solares fotovoltaicas se consideran granjas con seguimiento solar en un eje y no fijas o con seguimiento en dos ejes 1. - Para el desarrollo de centrales solares termoeléctricas, se consideran plantas solares cilíndrico-parabólicas 2 con sistema de refrigeración por aire 3. En los siguientes capítulos se describen las etapas más importantes de la metodología propuesta. 1 Este supuesto resulta razonable ya que, al parecer, la mejor relación de costo/producción se estaría logrando con ese tipo de plantas en el caso del norte de Chile. 2 Para aplicaciones solares cilíndrico-parabólicas, se usan directamente los datos de radiación solar directa con seguimiento en un eje. Lo anterior asumiendo que el posible grado de sobreestimación debido a la inclinación de los instrumentos de medición no es muy relevante. 3 En este caso los costos variables no deberían ser significativos.

29 Potencia [MW] Informe Final Estimación del crecimiento del consumo eléctrico En esta sección se presenta la metodología para obtener la proyección del consumo eléctrico del SING para el horizonte en estudio en base a fuentes de información oficiales. 4.1 Situación actual La Figura 4-1 muestra la curva de duración de demanda real para el año 2010 obtenida a partir de los retiros de energía en cada barra del sistema proporcionados por el CDEC-SING Demanda SING Horas Figura4-1. Curva de duración demanda para el año 2010 De la figura se observa que la potencia máxima del SING para el año 2010 fue de 1831 MW, y la demanda mínima de 1200 MW. Cabe recalcar que la demanda máxima del sistema no necesariamente coincide con la demanda máxima de cada consumo. 4.2 Crecimiento esperado del sector Para estimar el crecimiento esperado de la demanda de los clientes residenciales y de los clientes libres para el periodo , se considera la proyección estimada por la CNE en el

30 12 Informe de Precio Nudo del SING de Abril de 2011[4]. La Tabla 4-1muestra la proyección de ventas de energía para clientes libres y residenciales del SING hasta el año 2030[4]. Tabla 4-1. Crecimiento de la demanda en energía de los clientes del SING Año 2010 PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA Tasa clientes residenciales% Tasa clientes libres% Determinación de curvas de duración La determinación de la curva de duración se enmarca en el procedimiento mostrado en la Figura 4-2. A partir de la información obtenida del registro de consumo por barra de clientes del CDEC-SING para el año 2010, y según los factores de crecimiento anuales de energía de los clientes

31 13 regulados y libres se obtiene la demanda horaria, por barra y del sistema para el período Se deduce la curva de duración del SING por cada etapa, en este informe se ha definido un horizonte mensual, dividido en 6 bloques. Luego, se identifica la participación de la demanda de cada barra en cada hora de la curva de duración del SING, para obtener la curva de duración de cada barra modelada del sistema. Finalmente, la potencia de cada bloque horario se determina como el promedio de las potencias horarias que lo componen. Figura 4-2. Procedimiento para obtención curva duración. De manera comparativa se muestran en la Figura 4-3 las ventas por energía esperada para el período según la proyección del Informe de Fijación de Precio Nudo de Abril 2011 y la estimación en base a las perspectivas de crecimiento de la minería del cobre presentada por COCHILCO en su Informe de Demanda de Energía Eléctrica en la Minería del Cobre y Perspectivas de Seguridad de Abastecimiento de Enero de En este último caso, a la energía estimada se le adiciona un 17% por participación de la demanda no involucrada en la industria del cobre (otros productos, además de la demanda de distribuidoras y otros clientes libres).

32 Potencia Máxima Anual [MWh] Ventas de energía esperada SING [TWh] Informe Final 14 Adicionalmente se muestran las curvas de potencia máxima anual para el SING. En la Figura 4-4 se puede apreciar el aumento en la potencia máxima anual, la cual se estima que aumenta aproximadamente un 82.5% en el período CNE COCHILCO Año Figura 4-3. Proyección ventas de energía en SING. Período Año Figura 4-4. Proyección potencia máxima anual en SING. Período

33 15 5. Estimación de costos En esta parte se hace una recopilación de diferentes proyecciones de precios de combustibles y costos de inversión de las distintas tecnologías en estudio (centrales convencionales y tecnologías de ERNC), incluidos costos variables no combustibles y de operación y mantenimiento para el caso de las ERNC e inversiones adicionales asociadas a tecnologías de mitigación o abatimiento de emisiones. 5.1 Costos de inversión de ERNC Proyecciones de costos de ERNC según diferentes fuentes Sobre la base de proyecciones realizadas por diferentes centros de investigación se estima el comportamiento de los costos de inversión asociados a diferentes tecnologías de generación a base de ERNC en el horizonte en estudio. Las proyecciones de costos de inversión esperados para las tecnologías de ERNC bajo análisis consideran las siguientes fuentes de información: 1. Möglichkeiten und Grenzen der Integration verschiedener regenerativer Energiequellen zu einer 100% regenerativen Stromversorgung der Bundesrepublik Deutschland bis zum Jahr 2050, Deutsches Zentrum für Luft und Raumfahrt (DLR), Octubre 2010[6]. 2. Energy Technology Perspectives 2010, Scenarios & Strategies to 2050, Agencia Internacional de Energía (IEA), 2010[7]. 3. Chile Levelised cost of energy, Bloomberg New Energy Finance, Abril 2011[8]. 4. IPCC Special Report on Renewable Energy Sources and Climate Change Mitigation, Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC Working Group III), 2011[9]. 5. Factors Affecting Cost of Geothermal Power Development, Geothermal Energy Association, Agosto 2005[10]. Las siguientes figuras muestran las proyecciones de costos de inversión de las tecnologías ERNC hasta el año 2030 de acuerdo a las fuentes señaladas anteriormente. Dado que sólo se cuenta con información de precios actuales y valores esperados a los años 2015, 2020, 2025 y 2030, la proyección se completa mediante una interpolación lineal. Las proyecciones se realizan para las siguientes tecnologías ERNC: Turbinas eólicas onshore Geotermia

34 16 Paneles solares fotovoltaicos Generación solar térmica (CSP) Eólica on shore [USD/kW] AIE (bajo) AIE (alto) DZLR Bloomberg IPCC (bajo) IPPC (alto) Geotermia [USD/kW] AIE (bajo) GEA (bajo) GEA (alto) Figura 5-1. Costos de inversión para turbinas eólicas onshore y para geotermia Solar Fotovoltaica [USD/kW] Solar CSP [USD/kW] AIE (bajo) AIE (alto) DZLR Bloomberg IPCC (bajo) IPCC (alto) AIE (bajo) AIE (alto) DZLR Bloomberg IPCC (bajo) IPCC (alto) Figura 5-2. Costos de inversión para paneles solares fotovoltaicos y para generación solar térmica (CSP) En base a las proyecciones anteriores se determinan los 3 escenarios de costos de inversión de ERNC a analizar en el proyecto: Costos de inversión optimistas Costos de inversión pesimista Costos de inversión línea base Para la proyección de los costos de inversión en el caso de la línea base, se usa el promedio de las proyecciones ajustado a la realidad nacional. El ajuste se realiza imponiendo que el costo de inversión en el año 2011 sea igual al promedio de los costos de inversión de los proyectos

35 17 presentados para la Evaluación de Impacto Ambiental en el SEIA. Para la definición de los costos de inversión optimista y pesimista se usa la envolvente superior e inferior de los costos de inversión proyectados por las fuentes Proyectos de ERNC en Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) Las siguientes tablas presentan los proyectos que actualmente se encuentran en la Evaluación de Impacto Ambiental en el SEIA [3] con sus respectivos costos de inversión (Datos hasta el 23 de Junio del 2011) 4. Tabla 5-1. Proyectos solares PV en el SEIA SOLAR FOTOVOLTAICO Nombre proyecto Potencia [MW] Inversión [MMUS$] Costo de Inversión (USD/kW] Parque fotovoltaico Atacama solar ,0 Huerta Solar Fotovoltaica 8 31, ,8 Planta Solar Fotovoltaica Pozo Almonte Solar 2 7, ,2 Planta Solar Fotovoltaica Pozo Almonte Solar 1 9, ,1 Planta Solar Fotovoltaica Pozo Almonte Solar 3 16, ,4 Planta Fotovoltaica Salar de Huasco ,0 Planta Fotovoltaica Lagunas ,0 Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 2 9, ,1 Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar ,4 Complejo Solar FV Pica ,0 Promedio 3913,8 Tabla 5-2. Proyectos de geotermia en el SEIA GEOTERMIA Nombre proyecto Potencia [MW] Inversión [MMUS$] Costo de Inversión Central Geotérmica Cerro Pabellón ,0 Promedio 3600,0 4 No se encontraron proyectos solares CSP en el sistema de Evaluación de Impacto Ambiental

36 18 Tabla 5-3. Proyectos eólicos en el SEIA EOLICO Nombre proyecto Potencia [MW] Inversión [MMUS$] Costo de Inversión (USD/kW] Parque Eólico Lebu Tercera Etapa ,0 2200,0 Parque Eólico Calama 128,8 280,0 2173,9 Parque Eólico Lebu Segunda Etapa ,6 2200,0 Parque eólico Lebu , ,8 Parque Eólico Renaico , ,2 Parque Eólico Ckani , ,3 Parque Eólico La Cebada 48,3 100, ,4 Parque Eólico Llay-Llay , ,6 Parque Eólico Llanquihue , ,7 Parque Eólico San Pedro , ,8 Parque Eólico Chiloé , ,2 Parque Eólico Collipulli , ,0 Parque Eólico El Arrayán 101,2 288, ,8 Parque Eólico Cabo Negro Fase I 2,34 5, ,8 Parque Eólico Arauco , ,0 Parque Eólico Valle de los Vientos , ,3 Parque Eólico Las Dichas 16 30, ,0 Parque Eólico Lebu Sur , ,1 Parque Eólico Hacienda Quijote 26 63, ,1 Parque Eólico Punta Palmeras 103,5 230, ,2 Parque Eólico La Gorgonia ,0 2302,6 Parque Eólico El Pacifico ,0 2000,0 Parque Eólico Quillagua ,0 2300,0 Ampliación Parque Eólico Lebu 6,24 6,0 961,5 Parque Eólico La Cachina ,0 1863,6 Parque Eólico Minera Gaby 40 86,0 2150,0 Parque Eólico Totoral ,0 3043,5 Parque Eólico Talinay ,0 2000,0 Parque Eólico Laguna Verde 24 47,0 1958,3 Parque Eólico Chome 8 15,0 1875,0 Parque Eólico Punta Colorada 36 70,0 1944,4 Parque Eólico Canela II ,0 2434,8 Parque Eólico Monte Redondo ,0 2027,0 Parque Eólico Canela 18,15 14,1 774,1 Granja Eólica Calama ,0 2800,0 Generadora Eólica Punta Curaumilla 9 17,9 1988,9 Proyecto Parque Señora Rosario ,6 1400,0 Proyecto Parque San Blas 43,5 60,9 1400,0 Proyecto Parque Señora Gabriela ,2 1400,0 Promedio 2055,4

37 Proyecciones de costos de ERNC a utilizar en el estudio Tal como se indicó anteriormente, para la proyección de los costos de inversión en el caso de la línea base, se usa el promedio de las proyecciones ajustado a la realidad nacional mediante los datos presentados para la Evaluación de Impacto Ambiental en el SEIA por diferentes proyectos ERNC. Para los costos de inversión optimista y pesimista se usa la envolvente superior e inferior de los costos de inversión proyectados por las fuentes. A continuación se presentan los 3 escenarios para los costos de inversión para cada una de las tecnologías ERNC consideradas en el estudio. A modo de comparación, se incluyen los costos de inversión de la línea base sin ajustar a la realidad nacional. Eólica on shore [USD/kW] Geotermia [USD/kW] Línea base sin ajustar Línea base ajustada Pesimista Optimista Línea base sin ajustar Línea base ajustada Optimista Figura 5-3. Costos de inversión considerados para las turbinas eólicas onshore y para geotermia 5 Solar fotovoltaica [USD/kW] Solar CSP [USD/kW] Línea base sin ajustar Línea base ajustada Línea base sin ajustar Línea base ajustada Pesimista Optimista Pesimista Optimista Figura 5-4. Costos de inversión considerados para los paneles solares fotovoltaicos y para la generación solar térmica (CSP) 5 En el gráfico de los costos de inversión considerados para la geotermia no se muestra la curva de costos pesimista pues ésta queda por debajo de la línea base ajustada a la realidad nacional

38 20 Dado que en el caso de energía solar CSP aún no existen proyectos presentados para su evaluación de impacto ambiental, el ajuste para el año 2011 se hace en base a los costos de inversión contenidos en el informe realizado por Suntrace 6 para el caso Chileno. 5.2 Costos variables de operación para las ERNC En el presente estudio se asumen costos variables de operación igual a cero para todas las tecnologías ERNC[6].En cuanto a los costos por mantenimiento y operación, bajo el entendimiento de que estos obedecen a programas previamente definidos, se los asoció a los costos de inversión de cada tecnología (ver sección 5.3). Para el caso particular de la energía eólica, sin embargo, se reconoce que su naturaleza intermitente requiere de apoyo de reserva de generación, lo que implica costos adicionales de operación del sistema con el fin de garantizar la seguridad de suministro 7. En los ejercicios de planificación de largo plazo, como el que se desarrolla en este estudio, el análisis es realizado desde un punto de vista más energético, es decir, enfocado a garantizar la suficiencia del sistema. Condiciones de seguridad, como la comentada en el párrafo anterior, requieren de un análisis más detallado en la escala temporal, entiéndase días y horas, lo que implica complementar la planificación de largo plazo con ejercicios tipo predespacho (unit commitment) y despacho, para poder cuantificar de manera más adecuada el requerimiento de reserva para diferentes escenarios de penetración de energía eólica. Por otro lado, si no se concibe un mecanismo en la planificación que cuantifique el efecto de seguridad por penetración de fuentes de energía intermitentes se corre el riesgo de que la composición del parque obtenida no obedezca a condiciones de operación que garanticen seguridad de suministro. Dado lo anterior, para este estudio se considera aumentar el costo variable de la generación eólica de tal manera que refleje los costos de operación de reserva en generación que implica un determinado nivel de penetración de esta tecnología. La estimación de este incremento de costo se recoge de la experiencia internacional [16][17]. En especial, en [16] se toman costos estimados por diferentes estudios que han valorizado el costo adicional de reserva por MWh producido para diferentes niveles de penetración de ERNC como 6 Datos facilitados por la contraparte al equipo consultor 7 Para el caso de tecnologías solares (solar fotovoltaica y CSP), se considera que el recurso solar es bastante estable en el norte, no llevando a mayores dificultades en la operación del sistema. Adicionalmente, para el caso particular de las tecnologías CSP, el presente proyecto asume una capacidad de almacenamiento de 6 horas.

39 21 se muestra en la figura 5.5. Se observa que la mayoría de los costos se acotan a un máximo de 3 /MWh (5 USD/MWh) y se presentan otros con costos superiores a este que incluso llegan a alcanzar las 3 /MWh (13 USD/MWh). En[17] se estima que los costos adicionales por reserva alcanzan un valor de 6 a 8 /MWh (10 a 13 USD/MWh). Estas estimaciones en su mayoría están circunscritas a penetración eólica en parques térmicos, lo que puede ser extrapolable a la realidad del SING. Como conclusión, y considerando que la mayoría de las estimaciones tiende hacia los 5 USD/MWh se estima conservador trabajar con 6 USD/MWh como costo adicional imputable a la generación eólica por efectos de seguridad y su consecuente necesidad de reserva en el sistema. Figura 5-5. Costo adicional de reservas Finalmente es importante notar que se considerarán escenarios de expansión que apliquen costo variable para la generación eólica de 6 USD/MWh y su correspondiente escenario alternativo con costo variable nulo.

40 USD/kw año USD/kW año USD/kw año USD/kW año Informe Final Costos de operación y mantención para las ERNC En cuanto a los costos de operación y mantención (O&M)considerados para las tecnologías ERNC, se usa la información provista por las mismas fuentes consideradas para estimar los costos de inversión 8. Las siguientes figuras muestran los costos de operación y mantención de las tecnologías ERNC al año Al igual que para los costos de inversión, dado que sólo se cuenta con información de precios actuales y valores esperados a los años 2020 y 2030, la proyección se completa mediante una interpolación lineal. Costos de O&M - eólica on shore Costos de O&M - geotermia AIE DZLR IPCC (bajo) IPCC (alto) GEA IPCC (bajo) IPCC (alto) Figura 5-6. Costos de operación y mantención para turbinas eólicas onshore y para geotermia Costos de O&M - solar fotovoltaica AIE DZLR IPCC (bajo) IPCC (alto) Costos de O&M - solar CSP AIE DZLR IPCC (bajo) IPCC (alto) Figura 5-7. Costos de operación y mantención para las tecnologías ERNC 8 Salvo la fuente N 3 (Bloomberg) que no entrega ningún tipo de información al respecto

41 23 Los costos de O&M considerados en el estudio se calculan como el promedio de las proyecciones mostradas anteriormente. La siguiente figura muestra las proyecciones obtenidas para los costos de O&M de las tecnologías ERNC al año Costos de O&M [USD/kW año] Eólica onshore Solar CSP Solar Fotovoltaica Geotermia Figura 5-8. Costos de operación y mantención para las diferentes tecnologías Los costos O&M se suman a los costos de inversión de cada tecnología asumiendo una tasa de interés de un 10% y una vida útil para cada tecnología dada por[6]: Turbinas eólicas onshore : 20 años Paneles solares fotovoltaicos : 20 años Generación solar térmica (CSP) : 25 años Geotermia : 30 años La siguiente figura muestra la proyección de los costos de O&M para cada tecnología expresados como costos de inversión (USD/kW).

42 USD/kW Informe Final Costos de O&M expresados como inversión Eólica on shore Solar CSP Solar Fotovoltaica Geotermia Figura 5-9. Costos de operación y mantención expresados como inversión Las siguientes figuras muestran los costos de inversión de las ERNC considerados en el estudio incluyendo los costos de operación y mantención para cada tecnología al año 2030.

43 25 Eólica on shore [USD/kW] Geotermia SD/kW] Base Pesimista Optimista Base Pesimista Optimista Figura Costos de inversión (incluidos O&M) para turbinas eólicas onshore y para geotermia Solar Fotovoltaica USD/kW] Solar CSP [USD/kW] Base Pesimista Optimista Base Pesimista Optimista Figura Costos de inversión (incluidos O&M) para paneles solares fotovoltaicos y para generación solar térmica (CSP)

44 Costos de inversión de tecnologías de generación convencionales Proyecciones de costos de inversión de tecnologías convencionales Las proyecciones de costos de inversión de centrales convencionales en el horizonte en estudio consideran las siguientes fuentes de información: 1. Energy Technology Perspectives 2010, Scenarios & Strategies to 2050, Agencia Internacional de Energía (IEA), Projected Costs of generating electricity, Agencia de Energía Nuclear (NEA) y Agencia Internacional de Energía (IEA), Es importante mencionar que para el caso de las tecnologías en base a diesel y fuel-oil N 6las fuentes consideradas no entregan datos de costos de inversión. Las tecnologías se consideran lo suficientemente maduras para no presentar mayores cambios en sus costos de inversión durante los próximos años con respecto a los valores actuales. Las siguientes 2 figuras muestran las proyecciones de costos de inversión de las tecnologías en base a gas natural y carbón hasta el año 2030 de acuerdo a las fuentes señaladas anteriormente Costos de inversión - Carbón [USD/kW] Costos de inversión - Gas natural [USD/kW] AIE NEA/AIE -bajo NEA/AIE -alto AIE NEA/AIE -bajo NEA/AIE -alto Figura Costos de inversión para tecnologías de generación en base a carbón y gas natural Para el caso del carbón y gas natural, los costos de inversión a utilizar en el modelo se basan en el promedio de las proyecciones ajustado a la realidad nacional. Para las tecnologías en base a diesel y fuel-oil N 6, dado que no existen proyecciones de costos de inversión, se usarán directamente datos obtenidos mediante el SEIA o la Comisión Nacional de Energía (CNE) dependiendo de la consistencia de la información.

45 Proyectos de generación convencional en Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) Las siguientes tablas presentan los proyectos que se encuentran en la Evaluación de Impacto Ambiental en el SEIA [3] con sus respectivos costos de inversión (Datos hasta el 23 de Junio del 2011). Tabla 5-4. Proyectos en base a gas natural en el SEIA GAS NATURAL Nombre proyecto en base a carbón Potencia [MW] Inversión [MMUS$] Costo de Inversión (USD/kW] Central Termoeléctrica CC Mejillones CTM ,3 Termoeléctrica CC Tocopilla ,5 Termoeléctrica CC Coloso ,6 Central Térmica Atacama ,4 Promedio 432,0 Tabla 5-5. Proyectos carboneros en el SEIA CARBON Nombre proyecto en base a carbón Potencia [MW] Inversión [MMUS$] Costo de Inversión (USD/kW] Central Patache ,6 Infraestructura Energética Mejillones ,0 Central Termoeléctrica Cochrane ,3 Central Kelar ,0 Central termoeléctrica Angamos ,7 Central Térmica Andino ,0 Termoeléctrica Pacífico ,9 Central Patache II ,0 Central Termoeléctrica Mejillones Unidad ,0 Central Térmoeléctrica Nueva Tocopilla Unidad 2 32,4 13,5 416,7 Central Termoeléctrica Nueva Tocopilla 132, ,5 Central Termoeléctrica Mejillones ,0 Promedio 1424,1

46 28 Tabla 5-6. Proyectos en base a diesel en el SEIA DIESEL Nombre proyecto en base a carbón Potencia [MW] Inversión [MMUS$] Costo de Inversión (USD/kW] Unidades de Generación Eléctrica 10 7,6 760,0 Proyecto Generación Eléctrica de Respaldo Minas el Peñón y Fortuna 7, ,8 Central Termoeléctrica Salar ,7 Grupos Electrógenos Resplado Minera Michilla 3,8 2, ,8 Grupos de Generación Eléctrica ,9 Promedio 734,4 Tabla 5-7. Proyectos en base a Fuel-Oil N 6 en el SEIA Fuel-Oil N 6 Nombre proyecto en base a carbón Potencia [MW] Inversión [MMUS$] Costo de Inversión (USD/kW] Planta de Cogeneración de Energía Eléctrica, Sector Ujina ,1 Central Capricornio ,6 Central Barriles 0,103 0,1 970,9 CT Parinacota ,6 Central termoeléctrica Angamos ,7 Promedio 1560, Proyecciones de costos de generación convencional ajustadas a la realidad nacional Tal como se dijo anteriormente, para la proyección de los costos de inversión de tecnologías de generación en base a carbón y gas natural se usa el promedio de las proyecciones ajustado a la realidad nacional mientras que para las tecnologías en base a diesel y fuel-oil se usan directamente datos obtenidos mediante el SEIA o la CNE. La Tabla 5-8presenta los costos de inversión asociados a las tecnologías de generación convencional indicados en el último Informe de Precio de Nudo de Abril del 2011[4].

47 29 Tabla 5-8. Costos de inversión asociados a las tecnologías de generación convencional Tecnología Costo de inversión USD/kW Carbón 2350 Diesel 500 Gas Natural 750 Dela tabla anterior se observa que los costos de inversión del Precio de Nudo difieren fuertemente con el costo de inversión promedio obtenido a partir de los informes de Evaluación de Impacto Ambiental. Debido a lo anterior, y considerando el grado de incertidumbre asociado a los datos de inversión contenidos en los informes entregados al SEIA, para el ajuste a la realidad nacional se utilizan los costos indicados en el Informe de Precio de Nudo (Tabla 5-8).La siguiente figura muestra las proyecciones de costos de inversión para las tecnologías convencionales hasta el año Costos de inversión [USD/kW] Carbón Gas Natural Diesel Fuel-Oil N 6 Figura Costos de inversión de tecnologías convencionales ajustados a la realidad nacional

48 Costos variables de tecnologías de generación convencionales Costo de combustibles Para determinar los precios de combustibles se consideraron las siguientes fuentes: 1. Energy Technology Perspectives 2010, Scenarios & Strategies to 2050, Agencia Internacional de Energía (IEA), Fijación de Precios de Nudo Abril de 2011 Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), Informe definitivo, Abril 2011, CNE. Las siguientes figuras muestran las proyecciones para los costos de combustible hasta el año 2030 de acuerdo a las fuentes señaladas anteriormente. Es importante destacar que para el caso del gas natural licuado (GNL), el costo mostrado contiene incrementos asociados al transporte y regasificación del combustible. Precio del petroleo [US$/bbl] Precio del carbón [USD/Ton] CNE AIE CNE AIE Figura Proyección de precios de petróleo crudo y carbón

49 31 20 Precio del Gas Natural [US$/MMBtu] CNE AIE Figura Proyección de precios del gas natural Determinación de costos variables Los costos variables (combustibles) de operación para las tecnologías de generación convencional utilizados en el presente estudio se basan en las proyecciones de los costos de combustibles mediante la utilización de los factores de crecimiento asociados a cada combustible. En base a dichos factores de crecimiento, y considerando los costos variables combustibles indicados por el CDEC-SING para cada tecnología[5], se determinan las proyecciones de los costos variables de operación hasta el año La Tabla 5-9muestra los costos variables promedios del SING según el tipo de combustible. Los valores se calculan como el promedio del valor informado para el costo variable combustible por cada unidad del SING agrupándolas centrales según el tipo de combustible utilizado 9. 9 Sin considerar la central Salta en Argentina para el caso del gas.

50 USD/MWh Informe Final 32 Tabla 5-9. Costo variable combustible promedio Costo variable combustible promedio [US$/MWh] Carbón 52,08 Diesel 277,30 Fuel Oil Nro ,93 Gas Natural 97,41 La siguiente figura muestra los costos variables de operación para cada tecnología convencional Costos variables de operación Carbón Diesel Fuel Oil Nro 6 Gas Natural Figura Proyección de costos variables de operación

51 33 6. Escenarios futuros de desarrollo de ERNC Los escenarios a analizar en el año 2030 involucran distintos niveles de penetración de energías renovables no convencionales (ERNC) en la matriz energética del SING. Se incluye un total de 124 escenarios a analizar (combinaciones entre escenarios de desarrollo y escenarios de evaluación). 6.1 Escenarios de desarrollo En cuanto a escenarios de desarrollo de las ERNC, en primer lugar se considera el Escenario base para el cual se realiza un ejercicio de planificación de generación y transmisión (Tx y Gx) hasta el año 2030 obteniéndose una propuesta de expansión. El ejercicio de planificación se realiza considerando un criterio de mínimo costo desde el punto de vista del sistema eléctrico (sin considerar externalidades) incluyendo el potencial existente de los recursos así como los costos de desarrollo para cada tecnología de ERNC. Este ejercicio de planificación a mínimo costo define el nivel de penetración de ERNC óptimo en el caso de la línea base. Adicionalmente al escenario base, se estudian otros escenarios de desarrollo reflejando la expansión de la oferta eléctrica en base a ERNC. De especial interés se consideran escenarios de desarrollo de ERNC anunciados por el gobierno que busquen promover, mediante diferentes medidas públicas, la participación de las ERNC en la matriz energética nacional. En este contexto, dos son los escenarios considerados. Primero se encuentra el Escenario 20-20, que según diversos anuncios del gobierno buscaría alcanzar un 20% de generación eléctrica nacional en base a energías renovables no convencionales en el año En el presente trabajo este escenario se denomina Escenario energía (ver Figura 6-1). Otro escenario considerado en esta línea es el Escenario Ley Según la Ley cada empresa generadora deberá acreditar que un porcentaje de su generación es producido por medios de generación renovable no convencional, ya sea por medios propios, contratados, o mediante convenios de traspaso de excedentes 10. Esta obligación es de manera gradual según el siguiente esquema: el porcentaje será de un 5% para los años 2010 a 2014, aumentándose en un 0,5% anual a partir del año 10 La obligación contemplada en el artículo 150 bis que esta ley incorpora a la Ley General de Servicios Eléctricos, rige a contar del 1 de enero del año 2010, y se aplica a todos los retiros de energía para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza.

52 Porcentaje [%] Informe Final , hasta alcanzar el año 2024 el 10% previsto en la Ley. Lo anterior, se muestra en la Figura 6-2. Figura 6-1. Meta energética Porcentaje de ERNC según Ley Año Figura 6-2. Ley de ERNC Dada la alta incertidumbre asociada al precio del gas natural en el norte del país, otro escenario de desarrollo considerado es el escenario denominado Escenario B de gas natural asociado al costo del combustible. En este escenario, el costo mostrado contiene incrementos asociados a transporte y regasificación del combustible dados por 9 USD/MMBtu hasta el año 2012 y 1 USD/MMBtu en adelante. Lo anterior seguiría la lógica que los altos costos actuales del gas

53 USD/MWh Informe Final 35 natural en el norte deberían disminuir una vez que la inversión del terminal de Mejillones sea pagada en el año Las siguientes figuras muestran las proyecciones de precios utilizadas en este escenario considerando los costos de transporte y regasificación mencionados Precio del Gas Natural [US$/MMBtu] CNE AIE Figura 6-3. Proyección de precios del gas natural Costos variables de operación Carbón Diesel Fuel Oil Nro 6 Gas Natural Carbón Diesel Fuel Oil Nro 6 Gas Natural Figura 6-4. Proyección de costos variables de operación en Escenario B de gas natural Otro escenario de desarrollo de ERNC considerado es el escenario denominado Escenario combustibles constantes en el cual se considera el precio de los combustibles fósiles para todo

54 36 el periodo de estudio igual a su valor actual (siguiendo los costos de la línea base). Así, este escenario considera los costos de combustible mostrados en la siguiente figura. Figura 6-5. Proyección de costos variables de operación en Escenario combustibles constantes El último escenario de desarrollo considerado en el presente estudio es el Escenario pesimista en el cual se asume que el parque generador del SING se desarrolla siguiendo las líneas existentes, es decir, no incluyendo la conexión de ERNC de ningún tipo. De esta forma este escenario se caracteriza por una matriz energética al año 2030 puramente térmica donde se asume que los incentivos necesarios para una incorporación de ERNC no son suficientes. En resumen, el total de escenarios de desarrollo a analizar en el presente estudio son: Escenario base Escenario combustibles constantes Escenario B de gas natural Escenario energía Escenario ley Escenario pesimista (sin ERNC) Tal como se indicó en la Sección 5, debido al alto nivel de incertidumbre asociado a los costos de inversión de las ERNC, y más aún considerando la importancia de estos costos en el proceso de

55 37 incorporación de ERNC en un mercado competitivo como el chileno, se consideran diferentes escenarios de evolución de los costos de inversión de las ERNC 11. Costos de inversión ERNC línea base Costos de inversión ERNC pesimista Costos de inversión ERNC optimistas Debido a esto, cada uno de los 4 escenarios de desarrollo definidos anteriormente se evalúan para 3 escenarios de costos de inversión de ERNC dando así, un total de 12 escenarios de desarrollo. Adicionalmente, cada uno de los 12 escenarios de desarrollo se analiza para 2 valores de costos de operación de las centrales eólicas: costos de operación de 0 USD/MWh y 6 USD/MWh. 6.2 Escenarios de evaluación Para cuantificar el impacto tanto en atributos de eficiencia como de seguridad de suministro de los diversos escenarios de desarrollo de ERNC se analizan, para cada plan de expansión, los llamados escenarios de evaluación durante un período de 1 año. Los escenarios de evaluación representan situaciones críticas (desde el punto de vista eficiencia y seguridad de suministro) para los diferentes planes de expansión Tx y Gx. De común acuerdo con la contraparte se ha decidido evaluar los siguientes escenarios de evaluación: 1. Statu Quo: se evalúa el parque proyectado sin perturbaciones en la operación 2. Shock de precios: Este escenario dimensiona el efecto que tendría en la operación del sistema un aumento súbito en los precios de los combustibles fósiles producto de una crisis en el exterior. La estimación del alza en los precios de los combustibles se realiza en base a un análisis de los últimos años utilizando información obtenida a través del Fondo monetario 11 Salvo para el escenario pesimista donde no se consideran ERNC.

56 38 internacional [18] 12. La siguiente Tabla resume la información utilizada en este escenario de evaluación: Tabla Escenario de evaluación Shock de precios Combustible Carbón US$/ton Gas natural US$/1000m3 Petróleo US$/Barril Promedio Febrero-Diciembre Julio Aumento porcentual Desastre natural: este escenario involucra el surgimiento de algún desastre natural como tsunami o terremoto en el sector de Mejillones llevando a que las centrales convencionales ahí ubicadas dejen de operar. 4. Seguridad N-1: este escenario conlleva la salida intempestiva de uno de los circuitos de la línea Atacama-Encuentro 220 kv perteneciente al troncal. La Figura 6.6 resume el total de escenarios a analizar en el proyecto (24 escenarios de desarrollo cada uno de ellos evaluados con 4 escenarios de evaluación). 12 Se estudian los precios del carbón, gas natural y del petróleo entre febrero del 2007 y abril del Este periodo resulta interesante de analizar debido a que hasta diciembre del 2007 los precios de los combustibles no presentan variaciones bruscas. Sin embargo, desde enero del 2008 comienzan a mostrar un alza considerable, llegando a valores máximos durante el mes de julio. Posteriormente, los precios decrecen hasta llegar a valores similares a los del año 2007, desde abril del 2009.

57 39 Escenarios de desarrollo Línea base - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario energía - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario B de gas natural - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario combustibles constantes - 0 USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario Ley USD/MWh - 6 USD/MWh Escenario Pesimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista Costos inversión ERNC pesimista Costos inversión base Costos inversión ERNC optimista --- Statu Quo Escenarios de evaluación Shock de precios Desastre natural Figura 6-6.Matriz de escenarios a analizar (de desarrollo y evaluación) Seguridad N-1

58 40

59 41 7. Ejercicio de planificación Para el ejercicio de planificación se han realizado diversos supuestos de forma tal de simplificar la modelación del problema y al mismo tiempo analizar escenarios plausibles de expansión de ERNC en el SING hasta el año Los supuestos se realizan de forma tal de asegurar la credibilidad de los resultados obtenidos. 7.1 Sistema de transmisión considerado En el presente estudio el sistema de transmisión a considerar para el SING incluye el Sistema de Transmisión Troncal (STT) más algunas líneas adicionales relevantes para el análisis 13. El STT considerado se basa en los resultados presentados en el Informe de Expansión Sistema de Transmisión Troncal del SING publicado por el CDEC-SING. Dicho informe (basado a su vez en información de la Comisión Nacional de Energía - CNE) 14 ha calificado como sistema de transmisión troncal del SING a las siguientes instalaciones existentes [2]: 1. Línea Tarapacá Lagunas 2x220 kv y sus equipos terminales en las subestaciones Tarapacá y Lagunas. 2. Línea Lagunas Crucero 15 2x220 kv y sus equipos terminales en las subestaciones Lagunas y Crucero. 3. Línea Crucero Encuentro 16 2x220 kv y sus equipos terminales en las subestaciones Crucero y Encuentro. 4. Línea Atacama Encuentro 2x220 kv y sus equipos terminales en las subestaciones Atacama y Encuentro. 13 La interconexión SIC-SING no fue analizada en las simulaciones realizadas. 14 Informe Técnico para la determinación del valor anual y expansión de los Sistemas de Transmisión Troncal, Cuadrienio Esta línea no forma parte del STT, sin embargo se la incorpora para dar la necesaria continuidad que debe existir entre todas las instalaciones que en definitiva forman parte del STT del SING 16 Esta línea no forma parte del STT, sin embargo se la incorpora para dar la necesaria continuidad que debe existir entre todas las instalaciones que en definitiva forman parte del STT del SING

60 42 La siguiente figura muestra el STT (izquierda) así como el sistema de transmisión definitivo a considerar en el estudio (incluyendo líneas adicionales relevantes para el análisis). Sistema considerado Pozo Almonte Pozo Almonte Tarapacá Lagunas Collahuasi Tarapacá Lagunas Collahuasi Crucero Crucero Encuentro Encuentro Atacama Laberinto Atacama Mejillones Antofagasta Domeyko Escondida Mejillones Antofagasta Domeyko Escondida STT del SING (rojo) Sistema de transmisión a considerar (rojo) Figura 7-1. Sistema de transmisión a considerar

61 43 La Tabla 7-1 resume la información del sistema de transmisión utilizada en el presente estudio. Tabla 7-1. Parámetros de las líneas del SING modeladas Circuitos Capacidad [MVA] X [ ] Línea Tarapacá Lagunas 220kV Línea Lagunas Collahuasi 220kV Línea Crucero Lagunas 220kV Línea Crucero Encuentro 220kV Línea Encuentro Collahuasi 220kV Línea Q Blanca Collahuasi 220kV Línea Atacama Encuentro 220kV Línea Atacama Escondida 220kV Línea Crucero Laberinto 220kV Línea Crucero Chacaya 220kV Línea Encuentro El Cobre 220kV Línea El Cobre Chacaya 220kV Línea Chacaya Laberinto 220kV Línea Chacaya Escondida 220kV Línea Laberinto Escondida 220kV LíneaLagunasPozoAlmonte220kV Cabe mencionar que la implementación de la red de transmisión corresponde a un modelo transporte, con una aplicación simplificada del criterio N-1. La característica altamente radial del sistema de transmisión permite reducir el cálculo de flujos de potencia al transporte directo de inyecciones entre los extremos de una línea. Las pérdidas de transmisión se incluyen como un incremento medio de 3% en los puntos de retiro del sistema. 7.2 Limitación de los puntos de inyección de centrales convencionales Respecto de los puntos de inyección de las centrales convencionales, para el caso de los proyectos de generación en base a carbón se consideró que su desarrollo está supeditado a la disponibilidad de agua para el proceso de enfriamiento, por lo cual se asume que su desarrollo se lleva a cabo en SS/EE cercanas a la costa. En este sentido, las SS/EE escogidas para el desarrollo de proyectos en base a carbón son:

62 44 Atacama 220kV Chacaya 220 kv Tarapacá 220 kv Para el caso de los proyectos de generación en base a diesel o fuel-oil se consideró que este tipo de proyectos pueden ser llevados a cabo en cualquier parte del sistema. En cuanto a las centrales de ciclo combinado, se consideró que los nuevos proyectos en base a gas natural licuado pueden realizarse en aquellas subestaciones en las cuales ya existen proyectos de este tipo. De esta forma, las SS/EE consideradas para proyectos en base a GNL son: Chacaya 220 kv (CT Mejillones) Crucero 220 kv (CT Tocopilla) Atacama 220 kv (CT Atacama) 7.3 Limitación de los puntos de inyección de tecnologías de ERNC En cuanto a los emplazamientos para la instalación de proyectos de generación de ERNC en el problema de planificación, se consideran sólo aquellos lugares con un alto potencial del recurso y condiciones de desarrollo favorables (sectores cercanos a la red, existencia de caminos, lejos de centros urbanos y zonas protegidas, etc.) Energía eólica Para el caso eólico, los emplazamientos así como su potencial asociado para 4 meses representativos del año, se obtienen en base a información entregada por el Departamento de Geofísica de la Universidad de Chile cuyos resultados se obtienen a partir del software MAE 17.Las zonas obtenidas para el desarrollo de energía eólica (coincidentes con zonas de reserva determinadas por el Ministerio de Bienes Nacionales [11]) son: 17 El MAE es un software desarrollado por UNTEC para la GIZ en el marco del proyecto Expansión óptima de las ERNC en los Sistemas Eléctricos Interconectados. El MAE está destinado a determinar cuáles son los sitios que reúnen condiciones favorables para el desarrollo de proyectos de ERNC sobre las zonas cubiertas por los Sistemas Eléctricos Interconectados del Norte Grande y Central. Las exploraciones realizadas con el MAE son llevadas a cabo en base al tratamiento computacional de un conjunto de factores geográficos relevantes, los cuales son analizados en consideración de diversos criterios específicos

63 45 1. Calama oriente 2. Calama poniente 3. Sierra Gorda 4. Taltal La figura 7-2 muestra en forma aproximada la localización de estas zonas en el SING. Zona de desarrollo eólico según MAE Tarapacá Lagunas Crucero Calama Oriente Calama Poniente Atacama Sierra Gorda Laberinto Mejillones Antofagasta Taltal Escondida Figura 7-2. Zonas para desarrollos de generación eólica En base a la ubicación geográfica de cada uno de los emplazamientos se determina la barra de conexión al sistema de forma tal de minimizar la distancia a la red (y por ende los costos de conexión). De esta forma se tiene que:

64 46 1. Calama poniente Crucero 220kV (conexión vía Calama110 kv) 2. Sierra Gorda Encuentro 220kV(conexión vía El Tesoro 220 kv) Para el caso de las zonas en Taltal y Calama Oriente, las distancias al punto de conexión más cercano en la red vienen dadas por: 1. Taltal - Escondida 220 kv 120 km 2. Calama Oriente - El Abra 220 kv 25 km Dado que las distancias involucradas en este caso son bastante significativas, para ambos proyectos se consideran 2 barras adicionales: Calama 220 kv y Taltal 220 kv (ver Figura 7-3 más adelante). De esta forma es posible incluir los costos de conexión de los parques eólicos asociados a ambas zonas (lo anterior implica que la realización de un parque en una de estas zonas implica a su vez una expansión en transmisión línea de conexión). Dependiendo de la curva de la velocidad del viento en cada zona en función de la altura, se determina la turbina eólica óptima a instalar en cada sector (Vestas V-90 de 2 MW o Gamesa de 0,850 MW). Los resultados obtenidos para cada zona se muestran en la tabla a continuación. El criterio de selección utilizado es la maximización de la producción total de energía de la zona. Tabla 7-2. Turbinas eólicas consideradas en cada emplazamiento Sector Calama oriente Calama poniente Sierra Gorda Taltal Turbina Vestas Vestas Gamesa Vestas El potencial total de cada una de las zonas 18 suma un total de MW. El detalle del potencial eólico (potencia posible de instalar) así como los factores de planta promedio de cada zona se muestran en la tabla a continuación. 18 Considerando 7 Hectáreas por MW instalado.

65 47 Tabla 7-3. Potencial eólico aproximado por sector Sector Barra Área [Hectáreas] Potencial aproximado [MW] Factor de planta promedio Calama poniente Crucero 220kV Sierra Gorda Encuentro 220kV Taltal Taltal 220kV Calama oriente Calama 220 kv Energía solar Para determinar las zonas más adecuadas para la instalación de proyectos de ERNC en base a energía solar se consideraron los siguientes factores: 1. Lejos de la costa (efecto camanchaca) 2. Cerca de centros de consumo 3. Cerca de centros mineros 4. Cerca de líneas de transmisión 5. En zonas que no se vean fuertemente afectadas por el invierno boliviano En base a los criterios anteriores, los sectores seleccionados por el consultor para proyectos en base a energía solar se traducen a los siguientes puntos de conexión: 1. Lagunas 220 kv 2. Crucero 220 kv 3. Encuentro 220 kv 4. Pozo Almonte 220 kv Asumiendo uniformidad del recurso solar en el norte de Chile, para determinar el potencial energético asociado a cada emplazamiento para la instalación de este tipo de proyectos se utilizan las mediciones realizadas por el Ministerio de Energía en la estación Crucero. La siguiente figura muestra el factor de planta promedio -por bloque- asociado a las zonas de desarrollo solar consideradas.

66 48 Figura 7-3. Factores de planta de generación solar Energía geotérmica Para el caso de energía geotérmica, dados los niveles de costos actuales (especialmente aquellos asociados a la exploración), el alto riesgo asociado a su exploración más las diferentes barreras de entradas existentes actualmente en Chile (falta de profesionales capacitados en el tema, escasez de equipos de perforación, entre otros) es posible afirmar que, a pesar de los grandes recursos existentes en nuestro país, probablemente su desarrollo futuro (en el mediano plazo al menos)se vea fuertemente limitado. De ahí que en el presente estudio el desarrollo de centrales geotérmicas se incorpore al modelo de acuerdo a: Opinión de expertos (en cuanto a proyectos factibles y año de entrada en operación) Concesiones existentes Proyectos en el servicio de Evaluación de Impacto ambiental Estos 3 puntos permiten hacer supuestos con respecto a la barra de conexión y los MW posibles se ser instalados en determinada fecha.

67 49 Dentro de los proyectos considerados se incluyen los mostrados en la siguiente tabla. Tabla 7-4. Proyectos geotérmicos a considerar Nombre de la central Posible año de puesta en servicio MW Apacheta M Apacheta M Puchuldiza M1, Irruputuncu , 40 Puchuldiza M2, Pampa Lirima M , 40 Pampa Lirima M2, Polloquere M , 40 Puchuldiza M3, Polloquere M , 40 TOTAL 400 Considerando la información contenida en la tabla anterior, se asume un potencial total de energía geotérmica utilizable de aquí al 2030 de 400 MW con un factor de planta de 85%. En base a la ubicación geográfica de los proyectos geotérmicos considerados, se define una barra en el sistema que sirva como punto de conexión para posibles proyectos geotérmicos (Geotermia 220kV). La Figura 7-4 muestra las 3 nuevas barras consideradas para permitir el desarrollo de generación eólica y geotérmica.

68 50 Figura 7-4. Barras adicionales consideradas para desarrollos de generación eólica y geotérmica 7.4 Planificación óptima del SING Descripción del modelo A partir de la información recopilada, procesada, y descrita en las secciones precedentes se realiza la planificación de los distintos escenarios a analizar conformados por una base de 96 escenarios (combinaciones entre escenarios de desarrollo y escenarios de evaluación a futuro). El proceso de cálculo se realiza de manera extensiva para cada uno de los escenarios. De esta forma para cada escenario (caracterizado por condiciones específicas de costos de combustibles, ley de ERNC, costos de inversión de ERNC, además de consideraciones respecto de la demanda, se determina de manera óptima el futuro desarrollo del SING, tanto de su