#FuturoRenovable: Estudio escenarios de inserción de energías renovables

Transcripción

1 #FuturoRenovable: Estudio escenarios de inserción de energías renovables Claudio Presidente Ejecutivo, Generadoras de Chile ACESOL Santiago, 15 de mayo de 2018

2 Buscamos inspirar y liderar la transición energética En Generadoras de Chile promovemos buenas políticas públicas y las mejores prácticas en el uso y generación de energía eléctrica para una adecuada transición energética. Somos el gremio que representa a un grupo amplio y diverso de las principales empresas de generación eléctrica operando en Chile. Nuestros socios representan cerca del 80% de la capacidad instalada y de generación eléctrica. Desarrollan, construyen y operan proyectos de energías en todas las fuentes, renovables hidráulica, solar, geotermia, biomasa y eólica, y también termoeléctricas. 2

3 Hacia un Chile más eléctrico, eficiente y sustentable Electrificar la matriz energética Aprovechar nuestras fuentes renovables 3

4 Los cambios tecnológicos ocurren más rápido de lo esperado 5ª Avenida Nueva York 1900: encuentre al automóvil 1913: encuentre al caballo Fuente: US National Archives / George Grantham Bain Collection 4

5 En Chile en 2017 un 57% de la generación de electricidad fue termoelectricidad y 43% renovable, con un 5% de energía solar Generación mensual últimos 13 meses [GWh] Generación bruta anual SEN 2017 Fuente: Boletín del Mercado Eléctrico, Generadoras de Chile Fuente GWh % Renovable % Hídrico % Biomasa % Eólico % Solar % Geotermia 64 0,1 % Térmico % Total % 13

6 La Política Energética de Largo Plazo (2050) proyecta que el consumo de electricidad crecerá entre 2 y 3 veces al 2050 x 3 Fuente: Escenarios de demanda, Hoja de Ruta Energía TWh (terawatthora) = GWh (Gigawatthora) 14

7 y propuso en 2015 una meta de que al menos un 70% de la generación al 2050 será renovable. Mientras tanto Eólico Hidroelectricidad Solar Meta: al menos 70% energía renovable Fuente: Escenarios de generación, Hoja de Ruta Energía

8 la capacidad de generación solar FV pasó de 12 MW en 2013 a MW a fines de 2017, un crecimiento de 255% anual. Fuente: Elaboración propia en base a información de Coordinador y CNE 16

9 Y ESTO COMO SIGUE? 17

10 Para determinar escenarios futuros de penetración de energías renovables Generadoras contrató un estudio internacional Línea Base Identificación Análisis Conclusiones y Recursos de Modelación 03 Flexibilidad Resultados 04 Recomendaciones 05 Levantamiento de línea base para reconocer y remunerar flexibilidad Identificación de recursos técnicos y costos de proveer flexibilidad Modelación del Sistema con incorporación masiva de ERV Estimar requerimientos de flexibilidad. Identificación de costos de flexibilidad no cubiertos Conclusiones y recomendaciones 18

11 Estudio considera como supuesto básico un desarrollo de mercado eficiente que maximiza el bienestar social Competitivo, transparente y sin poder de mercado Esta maximización del bienestar social (welfare) se puede representar a través de modelos de planificación óptima. Los consultores utilizaron modelos de optimización y simulación probabilística para representar la evolución del mercado chileno bajo diferentes supuestos sobre el crecimiento de la demanda y de los costos de inversión de las tecnologías La operación del sistema chileno se hace a través de modelos de simulación probabilística. 19

12 Se evaluaron 81 escenarios de modelación según alternativas de demanda, costos de inversión, corte temporal e hidrologías Costos de Inversión 20

13 Todos los datos y supuestos del estudio son a partir de información pública, asegurando transparencia y replicabilidad Demanda Elasticidad demanda ingreso histórica / PIB estimado por el FMI, con escenarios +-1% Producción renovable En base a series históricas de viento y radiación solar, disponibles en el Explorador de Energía Eólica y Explorador Solar, del Ministerio de Energía en conjunto con la Universidad de Chile y la Cooperación Alemana Internacional (GIZ) Costos combustibles Ministerio de Energía, junio 2017, Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo. Informe Preliminar Costos de inversión Ministerio de Energía, junio 2017, Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo. Informe Preliminar Parámetros técnicos de generación y transmisión Coordinador Eléctrico Nacional Obras en construcción y desarrollo Proyectos en desarrollo y declarados en construcción que cuenten con PPA s o energía adjudicada en licitaciones 21

14 El estudio busca estimar los costos de la flexilidad requerida frente a un futuro creciente en Energías Renovables Variables Flexibilidad: capacidad del sistema eléctrico para responder a los cambios en el equilibrio de la oferta y la demanda de una manera eficiente en tiempo y costo. Algunas fuentes de flexibilidad en un sistema pueden ser Tecnologías de generación que pueden ser encendidas, apagadas y controladas con frecuencia Respuestas de la demanda Tecnologías de almacenamiento Interconexiones 22

15 Los costos de flexibilidad se agruparon en cinco categorías Costos Directos ILos costos de flexibilidad que Combustible, Encendido serán evaluados emisiones son: y otros costos. II III Costo Indirecto Encendido Costo de Seguimiento CAPEX y mantenimientos adicionales. CAPEX y mantenimientos adicionales. IV Costo de Eficiencia Costos por operación en rangos de menor eficiencia Se valoran Costo mediante de V funciones Costo de de costo oportunidad dependientes por aporte de variables de reservas operativas obtenidas mediante la simulación. Oportunidad 23

16 El parque generador termoeléctrico e hidroeléctricas de embalse deberán aportar flexibilidad de una forma creciente Embalses Almacenamiento en horario solar. Carbón Seguimiento/míni mo técnico CC GNL Ciclaje Conclusiones 24

17 Generación Residual (sin solar FV y eólica) - Año 2021 Mes de verano - Enero Mes de invierno - Julio Caso Máx Aumento Máx Disminución MW/min Entre las Horas MW/min Entre las Horas DACB DMCM DBCA Caso Máx Aumento Máx Disminución MW/min Entre las Horas MW/min Entre las Horas DACB DMCM DBCA

18 Generación Residual (sin solar FV y eólica) - Año 2025 Mes de verano - Enero Mes de invierno - Julio Caso Máx Aumento Máx Disminución MW/min Entre las Horas MW/min Entre las Horas DACB DMCM DBCA Caso Máx Aumento Máx Disminución MW/min Entre las Horas MW/min Entre las Horas DACB DMCM DBCA

19 Al año 2030 las rampas de subida o bajada oscilarían entre y MW por hora (MW/h) Mes de verano - Enero Mes de invierno - Julio Caso Máx Aumento Máx Disminución MW/min Entre las Horas MW/min Entre las Horas DACB DMCM DBCA Caso Máx Aumento Máx Disminución MW/min Entre las Horas MW/min Entre las Horas DACB DMCM DBCA

20 Una mayor penetración de renovables reducirá la emisiones de CO2 entre un 27% y un 40% por la generación eléctrica entre 2021 y 2030 Año (Caso DMCM) Costo por impuesto a las emisiones CO2 (MMUS$)

21 La generación termoeléctrica enfrentaría costos por flexibilidad entre 150 y 350 millones de dólares anuales en el % corresponde a costos efectivos (encendido, eficiencia y seguimiento) 29

22 En los escenarios modelados, las fuentes de generación solar FV y eólica dominan la expansión Capacidad instalada solar FV y eólica crece entre y MW a 2030 Potencial de inversión equivalente de US$ a millones Inversión en capacidad de reserva en zona norte ( MW) 30

23 Al 2030 alcanzaríamos una penetración 30% de generación solar FV lo que nos permitiría llegar a un 75% de energía renovable total Penetración generación ERV (solar FV y eólica) entre 38-47% Generación proyectada al 2030 (escenario medio) % ERV en distintos escenarios demanda y costos 31

24 Mayor penetración renovable bajará costos operativos totales, a pesar del significativo aumento de costos de flexibilidad Costo operativo unitario (1) (variable, flexibilidad y impuesto CO2) Costos totales caen en 18% Fuente: Informe preliminar Estudio Análisis de largo plazo del SEN considerando ERV, PSR Moray, (1) Costo anual operativo dividido por la demanda anual en escenario DMCM: demanda media, costo medio 32

25 CONCLUSIONES 33

26 El gran desafío será gestionar la variabilidad solar FV y eólica Producción de energía eólica y solar en el SIC entre el 23 al 29 de abril de 2018 Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo Fuente: Antuko Weekly Report, 34

27 Para lograrlo debemos dar señales transparentes y suficientes para inversión y operación en mayor flexibililidad Embalses con capacidad de regulación Almacenamiento en baterías Termoelectricidad flexible (fósil, biomasa y/o geotermia) Embalses de bombeo (pumped storage) Concentración solar Transmisión Gestión de demanda Smart grids Interconexión 35

28 Si hacemos todo lo anterior, tal vez Al Gore no estaba exagerando (tanto) con que se concreten los 13,3 GW de proyectos 36

29 El futuro será más eléctrico y más renovable Electrificar la matriz energética Aprovechar las fuentes renovables 37

30 muchas gracias! Claudio Presidente Ejecutivo, Generadoras de Chile ACESOL Santiago, 15 de mayo de 2018