PROYECCIÓN DE LA MATRIZ ENERGÉTICA DE CHILE PARA EL 2030

Transcripción

1 7 seminario internacional fundación copecuniversidad católica PROYECCIÓN DE LA MATRIZ ENERGÉTICA DE CHILE PARA EL 2030

2 AGENDA INTRODUCCIÓN OBJETIVOS METODOLOGÍA RESULTADOS CONCLUSIONES 2

3 INTRODUCCIÓN Decisión de invertir en centrales generadores está en manos de privados Modelo de expansión de la generación basado en empresas privadas de generación Decisión de inversión según rentabilidad de los proyectos Características del desarrollo energético dependen de las señales que entregue la autoridad 3

4 INTRODUCCIÓN Dos dimensiones en la problemática: Cuáles y cuánto de cada energía utilizar en la matriz? Qué incentivos/castigos establecer para lograr la matriz objetivo? 4

5 OBJETIVOS Simular la expansión de la generación en base a un modelo basado en rentabilidades Determinar cómo afectan las señales de las autoridades Suponer regulaciones, impuestos y subsidios 5

6 METODOLOGÍA

7 METODOLOGÍA Aspectos: técnicos, financieros, combustibles e impactos ambientales Costo variable no combustible (en unidades monetarias per kwh) Costo variable combustible (en unidades monetarias per kwh) Factor de emisión (en tonco 2 eq per MWh) Factor de planta Factor de contribución a la potencia de punta (potencia que se utiliza para el cálculo de la potencia de punta) Inversión (en unidades monetarias per kw) Años entre la decisión y la puesta en marcha Vida útil Rentabilidad exigida Año mínimo para la instalación de la tecnología

8 METODOLOGÍA Aspectos: técnicos, financieros, combustibles e impactos ambientales Costo variable no combustible (en unidades monetarias per kwh) Costo variable combustible (en unidades monetarias per kwh) Factor de emisión (en tonco 2 eq per MWh) Factor de planta Factor de contribución a la potencia de punta (potencia que se utiliza para el cálculo de la potencia de punta) Inversión (en unidades monetarias per kw) Años entre la decisión y la puesta en marcha Vida útil Rentabilidad exigida Año mínimo para la instalación de la tecnología

9 METODOLOGÍA Aspectos: técnicos, financieros, combustibles e impactos ambientales Costo variable no combustible (en unidades monetarias per kwh) Costo variable combustible (en unidades monetarias per kwh) Factor de emisión (en tonco 2 eq per MWh) Factor de planta Factor de contribución a la potencia de punta (potencia que se utiliza para el cálculo de la potencia de punta) Inversión (en unidades monetarias per kw) Años entre la decisión y la puesta en marcha Vida útil Rentabilidad exigida Año mínimo para la instalación de la tecnología

10 METODOLOGÍA Aspectos: técnicos, financieros, combustibles e impactos ambientales Costo variable no combustible (en unidades monetarias per kwh) Costo variable combustible (en unidades monetarias per kwh) Factor de emisión (en tonco 2 eq per MWh) Factor de planta Factor de contribución a la potencia de punta (potencia que se utiliza para el cálculo de la potencia de punta) Inversión (en unidades monetarias per kw) Años entre la decisión y la puesta en marcha Vida útil Rentabilidad exigida Año mínimo para la instalación de la tecnología

11 METODOLOGÍA

12 TECNOLOGÍAS USADAS

13 TECNOLOGÍAS USADAS

14 TECNOLOGÍAS USADAS Geotermia: Potencia a instalar 80 MW

15 TECNOLOGÍAS USADAS Eólica terrestre: Potencia a instalar 200 MW

16 TECNOLOGÍAS USADAS Solar fotovoltaico: Potencia a instalar 100 MW Solar CSP: Potencia a instalar 150 MW

17 TECNOLOGÍAS USADAS Embalse: Potencia a Instalar 400 MW Pasada: Potencia a Instalar 150 MW Pasada ERNC: Potencia a Instalar 50 MW

18 TECNOLOGÍAS USADAS Biomasa: Potencia a Instalar 100 MW

19 TECNOLOGÍAS USADAS Mareomotriz: Potencia a instalar 100 MW

20 TECNOLOGÍAS USADAS Carbón Base: Potencia a Instalar 350 MW Carbón CCGI: Potencia a Instalar 350 MW CCGI con CCS: Potencia a Instalar 350 MW Ciclo combinado con CCS: Potencia a Instalar 350 MW

21 TECNOLOGÍAS USADAS Ciclo abierto gas natural: Potencia a instalar 150 MW Ciclo combinado gas natural: Potencia a instalar 350 MW

22 TECNOLOGÍAS USADAS Derivados del petróleo: Potencia a Instalar 150 MW Gas diesel: Potencia a Instalar 50 MW

23 PROYECCIONES 0 US$/tonCO 1 2 eq 20 US$/tonCO 2 2 eq 40 US$/tonCO 3 2 eq 60 US$/tonCO 4 2 eq

24 RESULTADOS

25 PROYECCIÓN 1 Costo Marginal Ponderado [US$/MWh] Proyección 1 (27.086,3 MW) Costo Marginal Ponderado [US$/MWh] 38% 32% % 17% Embalse Pasada ERNC Tecnologías Fósiles

26 PROYECCIÓN 2 Costo Marginal Ponderado [US$/MWh] Proyección 2 (29.033,3 MW) 35% 30% 16% 19% Embalse Pasada ERNC Tecnologías Fósiles Costo Marginal Ponderado [US$/MWh]

27 PROYECCIÓN 3 Costo Marginal Ponderado [US$/MWh] Costo Marginal Ponderado [US$/MWh] Proyección 3 (29.133,3 MW) 40 35% 30% 19% 16% Embalse Pasada ERNC Tecnologías Fósiles

28 PROYECCIÓN 4 Costo Marginal Ponderado [US$/MWh] Costo Marginal Ponderado [US$/MWh] Proyección 4 (29.333,3 MW) 40 35% 29% 20% 16% Embalse Pasada ERNC Tecnologías Fósiles

29 CONCLUSIONES

30 CONCLUSIONES Metodología innovadora para simular el crecimiento de la matriz. Modelo adecuado para la estimación del impacto en la matriz energética por impuestos de CO 2. Rol creciente de las Energías Renovables No Convencionales Centrales hidráulicas aun juegan un papel importante en la matriz

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