Avances en la integración de energías renovables

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Domingo Rojo Soler
hace 6 años
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1 Avances en la integración de energías renovables Christian Santana Oyarzún Jefe de Ministerio de Energía Enero 2017

2 Energía 2050: Visión y pilares del sector energético Meta 2050: 70% de generación eléctrica con energías renovables Meta 2035: 60% de generación eléctrica con energías renovables 2

3 En el largo plazo el objetivo es estar entre los países OCDE con la electricidad más barata CLIENTES RESIDENCIALES CLIENTES INDUSTRIALES 3

4 La madurez alcanzada por las ERNC permiten vislumbrar el cumplimiento de las metas Evolución de las ofertas de licitaciones de distribuidoras 52% corresponde a nuevos proyectos, principalmente eólicos y solares (PV) 4

5 La oferta en Chile está en línea con tendencia mundial US$/MWh CHILE muestra precios muy competitivos de ERNC al nivel internacional Eólica US$/MWh 24 US$/MWh, es el valor de la oferta más económica Solar 5

6 RENEWABLES ARE A LOWEST-COST OPTION NOW WIND AND SOLAR EXPERIENCE CURVES ONSHORE WIND LEVELISED COST ($/MWh) SOLAR PV MODULE COST ($/W) 1, WIND y COSTS = 3,582.42x HAVE FALLEN R² = % SINCE MODULE COSTS HAVE FALLEN 99% SINCE % SINCE H2 H Thailand Learning rate rate =19% Learning rate 19% R² = % 2014 Germany US Brazil Learning rate 26.3% Current 2015 price ,000 10, ,000 1,000, ,000 10, ,000 1,000,000 Cumulative capacity (MW) Note: Pricing data has been inflation corrected to We assume the debt ratio of 70%, cost of debt (bps to LIBOR) of 175, cost of equity of 8% Source: Bloomberg New Energy Finance Note: Prices are in real (2015) USD. Current price is $0.61/W Source: Bloomberg New Energy Finance, Maycock 12 January 2017, Santiago 6

WE ARE ENTERING A NEW ERA IN CLEAN ENERGY INVESTMENT GLOBAL CLEAN ENERGY INVESTMENT VS CAPACITY INSTALLATIONS 2004-15 0 0 Spend more, get more Spend the same, get more 152GW Spend the same, get a

7 WE ARE ENTERING A NEW ERA IN CLEAN ENERGY INVESTMENT GLOBAL CLEAN ENERGY INVESTMENT VS CAPACITY INSTALLATIONS Spend more, get more Spend the same, get more 152GW Spend the same, get a little more 165G W GW $276bn $317bn $291bn $269bn $315bn $349bn $205bn $207bn GW $128bn $175bn 40 $62bn $88bn Preliminary Note: Total values include estimates for undisclosed deals. Includes corporate and government R&D, and spending for digital energy and energy storage projects (not reported in quarterly statistics). Excludes large hydro. estimate Source: Bloomberg Intelligence, Bloomberg New Energy Finance 7 0.0

8 Consolidación ERNC en mercado eléctrico chileno: Composición de la matriz (MW) Biomasa Solar CSP Biomasa 2% 0,4% 1.7% Hidro Embalse 14% Solar FV 7% Eólica 6% Hidro Pasada 15% Diesel 14% Carbón 21% Gas Natural 21% Geotermia 0,2% Hidro Embalse 12% Solar FV 14.5% Hidro Pasada 17.8% Eólica 12.5% Diesel 10% Carbón 19.4% Gas Natural 11% E. Renovables: 43% ERNC: 16.5% E. Renovables: 59% ERNC: 29% 8

9 MW Probable generación 2021 Eólico; Generación anual[gwh] CSP; 770 PV; % Hidrología media Geotermia; % Diesel; 68 GNL; % Carbón; Evolución capacidad instalada Hidro; % 3.2% Biomasa; Capacidad instalada = 27 GW app Demanda máxima = 12 GW app Generación Neta = GWh/año Año Biomasa Geotermia Carbón GNL Hidro CSP Diesel Eólico PV 9

Mesa ERNC (2014-2015): adelantando el camino para una alta integración de energía variable Simulación horaria de operación SIC+SING para proyección 2029 con alta

10 Mesa ERNC ( ): adelantando el camino para una alta integración de energía variable Simulación horaria de operación SIC+SING para proyección 2029 con alta participación eólica y fotovoltaica. Más de 30 especialistas (CDECs, IEA, academia, generadores tradicionales, generadores renovables, consultores, GIZ, etc.). 10 meses de trabajo

11 Resultados condiciones 2015 vs referenciales 9,500 9,000 8,500 8,000 7,500 Costo Anual Nominal de Inversión y Operación año 2029 [MMUS] Impacto de la flexibilidad del sistema Despacho horario con Restricciones Param. Nacionales (1) (1) Despacho bajo condiciones 2015 Despacho horario con Restricciones Param. Internacionales (2) (2) Parámetros referenciales Sin restricciones Despacho horario sin Restricciones 7,000 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% Participación Eólica-Fotovoltaica [%] (1) Parámetros CDEC con rellenos. Simulación con predespacho separado entre SIC y SING entre otros supuestos. (2) Parámetros Internacionales. Simulación con predespacho conjunto entre sistemas entre otros supuestos. Sis Caso Participación Participación Eol-FV 2029 ERNC 2029 SIX Opt 34.5% 43.4% SIX EEF % 24.3% SIX EEF % 36.4% SIX EEF % 42.1% SIX EEF % 47.0% 11

12 Principal conclusión: más flexibilidad más eficiencia del sistema eléctrico Caracterización adecuada (parámetros) del parque térmico. Optimización de reservas caracterización de generación ER pronóstico de generación eólico y PV. Transmisión con holguras. En todos estos aspectos estamos avanzando 12

13 Revisión de parámetros operacionales del parque de generación Anexos Técnicos de la NTSyCS: Determinación de Mínimos Técnicos de Unidades Generadoras y "Determinación de Parámetros para los procesos de Partida y Detención de Unidades Generadoras (publicado el 22/04/2016). Artículo 30: Inicio de aplicación del Anexo Los Mínimos Técnicos vigentes a la fecha de entrada en vigencia del presente Anexo deberán ser actualizados por las respectivas Empresas Generadoras conforme a lo establecido en el presente Anexo, en un plazo máximo de 24 meses, contados a partir de la publicación de la Resolución Exenta que aprueba el presente Anexo en el Diario Oficial. Parámetros a actualizar: Potencia mínima de operación Tiempo requerido en procesos de partida y detención Tiempo mínimo de operación Consumo de energéticos en procesos de partida y detención 13

14 NTSyCS (2016): unidades eólicas y fotovoltaicas con más capacidad de aportar al control del sistema Mayores exigencias ante fallas para eólicas y solares (Fault ride through) Exigencias en el control de tensión para parques eólicos y fotovoltaicos de gran tamaño Posibilidad de exigir control primario de frecuencia (positivo, negativo es obligatorio) a eólicas y fotovoltaicas por parte del CDEC Posibilidad de exigir control de rampas de potencia para parques eólicos y fotovoltaicos, a través de una señal directa desde el CDEC Mayores exigencias de conexión ante frecuencias extremas para todas las unidades del sistema Tensión (p.u.) Comienzo de la perturbación 1 0, T 1 T2 Tiempo (ms) Debe permanecer conectado T 3 14

15 Piloto de sistema de pronóstico centralizado eólico y PV en Coordinador Eléctrico Nacional Licitación adjudicada en enero de 2017 (cooperación de GIZ) Operativo en marzo de 2017 Complemento a los sistemas actuales Participaron 7 empresas con más de 15 años de experiencia 15

16 Posible distribución de proyectos solares y eólicos al SING Eolico PV Eólico: 3130 MW PV : 3612 MW CSP : 110 MW 16

17 La evolución del parque eólico también contribuirá Ciclo anual y diario 17

18 Distribución de frecuencia del factor de planta horario de la generación eólica (SIC+SING) 18

19 Nuevas tecnologías también aportarán a la flexibilidad: Ejemplo planta CSP 110 MW Hora Potencia [MW] ENERO FEBRERO M ARZO ABRIL M AYO JUNIO Hidrología media JULIO AGOSTO SEPTIEM BRE OCTUBRE NOVIEM BRE DICIEM BRE Hora 110 Pg = 110 MW Pg = 0 MW

20 Aún quedan muchos ámbitos para dar más flexibilidad Mayores exigencias ante fallas para eólicas y solares (Fault ride through) Fuente: NREL, Flexibility in 21 st Century Power Systems,

21 Los dos mundos de las ERNC para generación eléctrica Grandes proyectos: mercado eléctrico Pequeños y medianos proyectos: Autoconsumo 21

22 Muchas Gracias Ministerio de Energía

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