Sustentabilidad Energética. Juan Ricardo Inostroza

Transcripción

1 Sustentabilidad Energética Juan Ricardo Inostroza

2 Sustentabilidad Energética Satisfacción al Consumidor Seguridad de Suministro Protección Medio Ambiente Competencia

3 Seguridad de suministro SIC Installed capacity Growth (MW) Oil Natural gas 50% Coal Hydro Renewable Max demand 45% Backup capacity % 40% % % % % 15% % % - 00% CAGR growth: 5.8%

4 Seguridad de suministro (cont.) SING Installed capacity Growth (MW) 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 Oil (MW) Natural Gas (MW) Coal (MW) Renewable (MW) Max demand (MW) Backup capacity (%) 70% 60% 50% 40% 30% 1,500 1, % 10% 0% CAGR growth: 9.4%

5 50,000 45,000 40,000 35,000 30,000 Seguridad de suministro (cont.) Deficit Oil Natural Gas Coal Hydro Renewables SIC: Generation by Fuel (GWh year) drought GWh year 25,000 20,000 15,000 10,000 5, Deficit (Not scale) 1998 = 76 GWh 1999 = 379 GWh CAGR : 5.6%

6 Seguridad de suministro (cont.) 18,000 16,000 14,000 12,000 Hydro Oil Gas Coal SIN G Generation by Fuel (GWh-year) GWh-year 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 CAGR growth: 7.9%

7 Seguridad de Suministro 7

8 US$/MWh Competencia SING: Indice de concentración vs precios ïndice de concentración SING (US$/MWh) nominal Crucero Precio Nudo Energía (US$/MWh) Precio promedio de los contratos (US$/MWh) Indice de Concentración del Mercado

9 Competencia (cont.) US$/MWh SIC: Indice de concentración vs precios Indice de Concentración SIC (US$/MWh) nominal Alto Jahuel Precio Nudo Energía (US$/MWh) Precio promedio de los contratos (US$/MWh) Indice de Concentración del Mercado

10 Competencia 10

11 El problema de las emisiones 11

12 12 Varias razones para considerarlas como dos problemas distintos

13 Efectos de emisiones locales 13

14 Dos métodos para valorar impactos en salud 14 Cost of illness (COI) $ Willingness to pay (WTP)

15 Impactos económicos de efectos en la salud Costo tratamiento Productividad perdida Pérdida en bienestar

16 Impactos económicos de efectos en la salud (cont.)

17 Por ejemplo, si quiere trasladar valores de USA WTP PIB per _ cápita WTP Chile Chile US PIB per _ cápita US = η

18 Productividad perdida

19 Cómo debiera ser el modelo que integre todo? Módulo: economía Utilidad Producción Consumo

20 Cómo debiera ser el modelo que integre todo? Módulo: economía Utilidad Módulo: cuantificación emisiones Producción Consumo Emisiones locales

21 Cómo debiera ser el modelo que integre todo? Módulo: economía Utilidad Producción Consumo Daños ambientales Política de Mitigación

22 Política de Mitigación $/t Costo marginal de mitigar una ton Valor óptimo : p 0 Costo del daño q 0 óptima mitigación Cantidad a mitigar

23 Política para emisiones locales

24 Todas las tecnologías que cumplen tienen las mismas cualidades SO 2 24 Hydro Gas ERNC Coal Oil NO x MP

25 Cambio Climático: las preguntas claves

26 Cuánto y cuándo mitigar CO 2?: ya sabemos que hay daños futuros que dependen del stock de CO 2 en la atmósfera Hoy sin mitigación Finales de siglo CO 2 CO % océanos

27 Si se mitiga hoy se reducen daños a fines del siglo Hoy con mitigación Finales de siglo CO 2 CO % océanos

28 Comparar costos de mitigar hoy con beneficio de menor costo en el futuro Hoy con mitigación Finales de siglo CO 2 CO % océanos

29 Costo social del CO 2 y política óptima de mitigación Δ Costo Mitigar t ΔtCO ΔVP Costo Daño Futuro = ΔtCO 2 2 Costo Costo Total Valor presente del costo daño futuro Costo Presente de mitigar Emisión t * Emisión t

30 Parámetros del modelo

31 Tol 2005: resume todos los estudios que valorizan el Carbono $/tc=$/tco 2 Nota: precios de la tonelada de carbono en U.S. dólares de 2005

32 Las opciones para el cómo? $/tco 2 Costo marginal de mitigar una ton de CO 2 hoy Valor óptimo : p 0 ΔVP Beneficio futuro de mitigar una tonelada de CO 2 hoy q 0 óptima mitigación Cantidad a mitigar hoy

33 Cómo se debe regular?

34 El futuro: Emisiones de CO2 por Región : Caso de referencia (Millones de ton métricas de CO 2 ) Region/Country History Projections Average annual percent change, OECD OECD North America 6,969 7,012 6,915 7,017 6,734 6,904 7,163 7,426 7, United States /a 5,969 5,974 5,894 5,986 5,731 5,851 6,016 6,176 6, Canada Mexico OECD Europe 4,213 4,398 4,426 4,386 4,110 4,042 4,037 4,052 4, OECD Asia 2,175 2,203 2,197 2,273 2,149 2,200 2,262 2,317 2, Japan 1,258 1,254 1,253 1,262 1,102 1,114 1,106 1,085 1, South Korea Australia/New Zealand Total OECD 13,357 13,613 13,538 13,676 12,993 13,147 13,462 13,796 14, Non-OECD Non-OECD Europe and Eurasia 2,529 2,842 2,876 2,897 2,882 2,915 2,966 3,042 3, Russia 1,663 1,650 1,672 1,663 1,642 1,648 1,666 1,715 1, Other 865 1,193 1,204 1,233 1,240 1,266 1,299 1,327 1, Non-OECD Asia 7,646 8,382 8,831 9,425 11,228 12,972 14,897 16,905 18, China 4,847 5,558 5,862 6,284 7,716 9,057 10,514 11,945 13, India 1,151 1,187 1,287 1,399 1,566 1,751 1,905 2,079 2, Other Non-OECD Asia 1,647 1,637 1,681 1,743 1,946 2,163 2,478 2,882 3, Middle East 1,330 1,395 1,446 1,515 1,939 2,134 2,287 2,450 2, Africa 1, ,011 1,157 1,237 1,347 1,461 1, Central and South America 1,066 1,092 1,133 1,169 1,311 1,408 1,501 1,613 1, Brazil Other Central and South America Total Non-OECD 13,595 14,693 15,274 16,017 18,516 20,665 22,998 25,472 28, Total World 26,952 28,306 28,812 29,694 31,509 33,812 36,460 39,268 42, International Energy Outlook 2010 Report #: DOE/EIA-0484(2010) Release Date: May 2010

35 Durban

36 Target de emisiones para ΔT < 2 C Reducción de 12,3 Gton (8 veces el mercado de CERs hoy) TOTAL OECD United States Other OECD North America OECD Europe OECD Asia Non-OECD Non-OECD Europe and Eurasia China Other Non-OECD Asia Middle East Africa Brazil Other Central and South America UNFCCC: UNITED NATIONS FRAMEWORK CONVENTION ON CLIMATE CHANGE

37 Cómo reducir?: Las palancas de apoyo Gt CO Baseline emissions 57 Gt BLUE Map emissions 14 Gt WEO ppmcase ETP2010 analysis CCS 19% Renewables 17% Nuclear 6% Power generation efficiency and fuel switching 5% End use fuel switching 15% End use fuel and electricity efficiency 38%

38 Modelamiento de acuerdos de Copenhagen /Cancún Nordhaus, 2010

39

40 Hay que estar muy atentos

41 Sustentabilidad Energética S Coal Oil Gas Hydro ERNC MA C

42

43 Capacidad adicional de ERNC que se requeriría al 2020 con obligación del 20% Escenario potencial Minihidro MiniHidro MW Biomasa MW Geotermia MW Eólico MW FV MW Total MW Energía GWh 250 MW MW MW MW

44 Sobrecosto anual SIC de cuota del 20% año 2020 (incl. restricción de 50% de ERNC por sistema) Sobrecosto de la política 20% ERNC 250 MW MiniHidro MMUS$/año 300 MW MiniHidro MMUS$/año 500 MW MiniHidro MMUS$/año 1000 MW MiniHidro MMUS$/año Quintil inferior Promedio de los valores mas bajos Quintil superior Promedio de los valores más altos 65 (3%) 61 (2%) 49 (2%) 34 (1%) (44%) (39%) 950 (37%) 582 (23%) Valor esperado 457 (18%) 439 (17%) 368 (14%) 218 (9%) Desviación Estándar Entre paréntesis se muestra el porcentaje del sobrecosto respecto del valor esperado del costo total de suministro del sistema sin proyecto del 20%

45 Histograma sobrecosto anual SIC de cuota del 20% año 2020 (incl. restricción de 50% de ERNC por sistema)

46 Sobrecosto anual SING de cuota del 20% año 2020 (incl. restricción de 50% de ERNC por sistema) Sobrecosto de la política 20% ERNC Quintil inferior Promedio de los valores mas bajos Quintil superior Promedio de los valores más altos 250 MW MiniHidro MMUS$/año 300 MW MiniHidro MMUS$/año 500 MW MiniHidro MMUS$/año MW MiniHidro MMUS$/año 109 (7%) 104 (7%) 88 (6%) 49 (3%) (75%) (72%) 945 (61%) 562 (36%) Valor esperado 484 (31%) 466 (30%) 390 (25%) 225 (15%) Desviación Estándar Entre paréntesis se muestra el porcentaje del sobrecosto respecto del valor esperado del costo total de suministro del sistema sin proyecto del 20%

47 Histograma sobrecosto anual SING de cuota del 20% año 2020 (incl. restricción de 50% de ERNC por sistema)

48 Sobrecosto anual SIC + SING de cuota del 20% año 2020 (incl. restricción de 50% de ERNC por sistema) Sobrecosto de la política 20% ERNC 250 MW MiniHidro MMUS$/año 300 MW MiniHidro MMUS$/año 500 MW MiniHidro MMUS$/año 1000 MW MiniHidro MMUS$/año Quintil inferior Promedio de los valores mas bajos Quintil superior Promedio de los valores más altos Valor esperado valores 377 (9%) 351 (9%) 265 (6%) 129 (3%) (40%) (39%) (34%) 944 (23%) 941 (23%) 904 (22%) 759 (19%) 443 (11%) Desviación Estándar Entre paréntesis se muestra el porcentaje del sobrecosto respecto del valor esperado del costo total de suministro del sistema sin proyecto del 20%

49 Histograma sobrecosto anual SIC + SING de cuota del 20% año 2020 (incl. restricción de 50% de ERNC por sistema)

50 Sobrecosto SIC+SING de la restricción de 50% de ERNC por sistema Sobrecosto de la restricción del 50% ERNC por sistema 250 MW MiniHidro MMUS$/año 300 MW MiniHidro MMUS$/año 500 MW MiniHidro MMUS$/año 1000 MW MiniHidro MMUS$/año Quintil inferior Promedio de los valores mas bajos Quintil superior Promedio de los valores más altos Valor esperado valores ,5 16,1 7,7 11,9 1,3 3,2 1,5 2,4 Desviación Estándar 18,4 52,7 20,1 31,6

51 Cuota del 20% mitiga CO 2 a un costo promedio de 5 veces el costo de los países europeos Costo Mitigación CO MW MiniHidro US$/TonCO MW MiniHidro US$/TonCO MW MiniHidro US$/TonCO MW MiniHidro US$/TonCO 2 Quintil inferior Promedio de los 1000 valores mas bajos Quintil superior Promedio de los 1000 valores más altos 44,52 42,18 34,14 20,98 179,91 176,36 164,97 136,58 Valor esperado 105,40 102,43 91,53 66,46 Desviación Estándar 50,20 49,79 48,64 43,62

52 Precio CER UE ETS US$/ton CO Fuente: IntercontinentalExchange Inc. Valores en euoros (se considera 1 euro=1.31 US$)

53 Obligación de ERNC con cuota de 20% Ley con disponibilidad MinH 500 MW SIC SING Total Demanda TWh Obligación al 2020 TWh Transferencia entre sistemas TWh Aporte centrales ERNC existentes TWh Adicional ERNC que entra al 2020 según modelo TWh Adicional requerido año 2020 por cuota 20% TWh Adicional ERNC para cuota 20% MW 2,023 2,008 4,032

54 Impacto en fuentes convencionales cuota 20% (potencial Min Hid de 500 MW) Centrales de entrada SIC SING Total Porcentaje Total centrales convencionales PO MW 2,199 1,200 3,399 71% Hidro 1,327 1,327 Ca rbón 820 1,200 2,020 Des. For Nueva ERNC según modelo MW 1, ,418 29% Mini Hidro Geotermia Biomasa Eólica FV Total nuevas centrales MW 3,408 1,410 4, % Cambio al imponer restricción del 20% de ERNC. (con restricción del 50% por sistema) SIC SING Total Porcentaje Total centrales convencionales PO MW 1, ,750 34% Total centrales ERNC según modelo MW 1, ,418 17% Adicional ERNC por cuota 20% MW 2,023 2,008 4,032 49% Mini Hidro Geotérmia Biomasa Eólico 1,363 1,615 2,978 FV Total nuevas centrales MW 5,166 3,034 8, %

55 Proyecto de Ley 20/20

56 Supuestos (1) Distribución Unidad Min Max Moda Crecimiento demanda Triangular % 4,5 7,5 6,0 GWh total Combustible Biomasa Triangular US$/ton US$/MWh 10,2 61,4 35,8 Tecnología Distribución Unidad Min Max Moda Inversión Mini Hid Triangular US$/kW Geotermia Triangular US$/kW Biomasa Triangular US$/kW Viento Triangular US$/kW FV Triangular MW

57 Supuestos (2) Tecnología Distribución Unidad Min Max Moda Potencial SIC Mini Hid Uniforme MW 250 a 1000 Geotermia Triangular MW Biomasa Triangular MW Viento MW FV MW Potencial SING Geotermia Triangular MW Viento MW FV MW 7.000

58 Supuestos (3) proyecto interconexión HVDC SIC SING Información línea: Pérdidas del 10% de la capacidad nominal. Indisponibilidad promedio de 1,5%. Capacidad: bipolos de 500 MW, 500 kv. Inversión (10% a 30 años) = 1090 US$/kW SING SIC Nota: La interconexión se realiza sólo si resulta ser económicamente conveniente para cumplir las restricciones de ERNC. Variable binaria determina si se realiza o no. Fuente: Reporte ABB Itaipú y Aysén.

59 Supuestos (3) Perfil de factores de planta viento * Bloque horas Viento 1 Viento 2 Viento 3 Viento 4 Viento 5 Blq1 19:00 21:59 Blq2 12:00 14:59 Blq3 22:00 00:59 Blq4 15:00 18:59 Blq5 07:00 11:59 Blq6 01:00 06:59 0,53 0,59 0,07 0,38 0,19 0,38 0,64 0,34 0,43 0,30 0,33 0,19 0,02 0,19 0,13 0,64 0,96 0,41 0,64 0,33 0,12 0,12 0,05 0,11 0,11 0,16 0,08 0,02 0,08 0,08 Media 0,33 0,38 0,14 0,27 0,18 Se escoge perfil según distribución de probabilidad uniforme * CNE: Prospección eólica en zonas de las regiones de Atacama, de Coquimbo y del Maule. Informe preliminar (actualizado), diciembre 2007

60 Supuestos (4) Perfil de factores de planta FV Bloque horas FV 1 FV 2 FV 3 FV 4 FV 5 Blq1 19:00 21:59 Blq2 12:00 14:59 Blq3 22:00 00:59 Blq4 15:00 18:59 Blq5 07:00 11:59 Blq6 01:00 06:59 0,07 0,07 0,07 0,10 0,10 0,30 0,43 0,50 0,60 0,70 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,30 0,50 0,60 0,70 0,74 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,00 0,07 0,08 0,10 0,12 Media 0,16 0,25 0,30 0,35 0,40 Se escoge perfil según distribución de probabilidad uniforme