Sustentabilidad Energética. Juan Ricardo Inostroza

Sustentabilidad Energética Juan Ricardo Inostroza

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

Seguridad de suministro SIC Installed capacity Growth (MW) 16000.0 Oil Natural gas 50% 14000.0 Coal Hydro Renewable Max demand 45% Backup capacity % 40% 12000.0 35% 10000.0 30% 8000.0 25% 6000.0 20% 15% 4000.0 10% 2000.0 05% - 00% CAGR growth: 5.8%

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 1,000 500 0 20% 10% 0% CAGR growth: 9.4%

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) 1998 1999 drought GWh year 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 1991 1992 1993 Deficit (Not scale) 1998 = 76 GWh 1999 = 379 GWh 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 CAGR : 5.6% 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

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%

Seguridad de Suministro 7

US$/MWh 450 400 350 300 250 200 150 100 50 Competencia SING: Indice de concentración vs precios 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 ïndice de concentración 0 0.0 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 SING (US$/MWh) nominal Crucero Precio Nudo Energía (US$/MWh) Precio promedio de los contratos (US$/MWh) Indice de Concentración del Mercado

Competencia (cont.) US$/MWh 450 400 350 300 250 200 150 100 50 SIC: Indice de concentración vs precios 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 Indice de Concentración 0 0.0 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 SIC (US$/MWh) nominal Alto Jahuel Precio Nudo Energía (US$/MWh) Precio promedio de los contratos (US$/MWh) Indice de Concentración del Mercado

Competencia 10

El problema de las emisiones 11

12 Varias razones para considerarlas como dos problemas distintos

Efectos de emisiones locales 13

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

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

Impactos económicos de efectos en la salud (cont.)

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

Productividad perdida

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

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

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

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

Política para emisiones locales

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

Cambio Climático: las preguntas claves

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 2 50-80% océanos

Si se mitiga hoy se reducen daños a fines del siglo Hoy con mitigación Finales de siglo CO 2 CO 2 50-80% océanos

Comparar costos de mitigar hoy con beneficio de menor costo en el futuro Hoy con mitigación Finales de siglo CO 2 CO 2 50-80% océanos

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

Parámetros del modelo

Tol 2005: resume todos los estudios que valorizan el Carbono 1 3.67 $/tc=$/tco 2 Nota: precios de la tonelada de carbono en U.S. dólares de 2005

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

Cómo se debe regular?

El futuro: Emisiones de CO2 por Región 2004-2035: Caso de referencia (Millones de ton métricas de CO 2 ) Region/Country History Projections Average annual percent change, 2007-2004 2005 2006 2007 2015 2020 2025 2030 2035 2035 OECD OECD North America 6,969 7,012 6,915 7,017 6,734 6,904 7,163 7,426 7,704 0.3 United States /a 5,969 5,974 5,894 5,986 5,731 5,851 6,016 6,176 6,320 0.2 Canada 615 628 596 586 553 554 579 609 643 0.3 Mexico 385 410 426 444 451 499 568 641 741 1.8 OECD Europe 4,213 4,398 4,426 4,386 4,110 4,042 4,037 4,052 4,107-0.2 OECD Asia 2,175 2,203 2,197 2,273 2,149 2,200 2,262 2,317 2,389 0.2 Japan 1,258 1,254 1,253 1,262 1,102 1,114 1,106 1,085 1,064-0.6 South Korea 489 496 486 516 535 570 627 687 757 1.4 Australia/New Zealand 428 453 457 495 512 517 530 546 567 0.5 Total OECD 13,357 13,613 13,538 13,676 12,993 13,147 13,462 13,796 14,200 0.1 Non-OECD Non-OECD Europe and Eurasia 2,529 2,842 2,876 2,897 2,882 2,915 2,966 3,042 3,172 0.3 Russia 1,663 1,650 1,672 1,663 1,642 1,648 1,666 1,715 1,811 0.3 Other 865 1,193 1,204 1,233 1,240 1,266 1,299 1,327 1,361 0.4 Non-OECD Asia 7,646 8,382 8,831 9,425 11,228 12,972 14,897 16,905 18,984 2.5 China 4,847 5,558 5,862 6,284 7,716 9,057 10,514 11,945 13,326 2.7 India 1,151 1,187 1,287 1,399 1,566 1,751 1,905 2,079 2,296 1.8 Other Non-OECD Asia 1,647 1,637 1,681 1,743 1,946 2,163 2,478 2,882 3,362 2.4 Middle East 1,330 1,395 1,446 1,515 1,939 2,134 2,287 2,450 2,692 2.1 Africa 1,025 982 988 1,011 1,157 1,237 1,347 1,461 1,610 1.7 Central and South America 1,066 1,092 1,133 1,169 1,311 1,408 1,501 1,613 1,734 1.4 Brazil 356 366 380 394 478 534 601 682 761 2.4 Other Central and South America 709 726 753 775 833 873 901 931 973 0.8 Total Non-OECD 13,595 14,693 15,274 16,017 18,516 20,665 22,998 25,472 28,193 2.0 Total World 26,952 28,306 28,812 29,694 31,509 33,812 36,460 39,268 42,392 1.3 International Energy Outlook 2010 Report #: DOE/EIA-0484(2010) Release Date: May 2010

Durban

Target de emisiones para ΔT < 2 C Reducción de 12,3 Gton (8 veces el mercado de CERs hoy) 14 12 12.3 0.4 0.2 0.3 0.2 0.1 11.9 0.5 7.1 10 8 6 2.2 4 2 1.1 0.4 0.3 0.2 0 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

Cómo reducir?: Las palancas de apoyo Gt CO2 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Baseline emissions 57 Gt BLUE Map emissions 14 Gt WEO 2009 450 ppmcase ETP2010 analysis 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 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%

Modelamiento de acuerdos de Copenhagen /Cancún Nordhaus, 2010

Hay que estar muy atentos

Sustentabilidad Energética S Coal Oil Gas Hydro ERNC MA C

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 5 91 3.071 1.244 4.411 11.045 300 MW 7 100 3.061 1.173 4.341 10.924 500 MW 18 134 2.978 901 4.032 10.325 1.000 MW 65 179 2.510 374 3.128 8.481

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 1.000 valores mas bajos Quintil superior Promedio de los 1.000 valores más altos 65 (3%) 61 (2%) 49 (2%) 34 (1%) 1.144 (44%) 1.105 (39%) 950 (37%) 582 (23%) Valor esperado 457 (18%) 439 (17%) 368 (14%) 218 (9%) Desviación Estándar 421 407 349 219 Entre paréntesis se muestra el porcentaje del sobrecosto respecto del valor esperado del costo total de suministro del sistema sin proyecto del 20%

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

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 1.000 valores mas bajos Quintil superior Promedio de los 1.000 valores más altos 250 MW MiniHidro MMUS$/año 300 MW MiniHidro MMUS$/año 500 MW MiniHidro MMUS$/año 1.000 MW MiniHidro MMUS$/año 109 (7%) 104 (7%) 88 (6%) 49 (3%) 1.150 (75%) 1.110 (72%) 945 (61%) 562 (36%) Valor esperado 484 (31%) 466 (30%) 390 (25%) 225 (15%) Desviación Estándar 401 387 331 205 Entre paréntesis se muestra el porcentaje del sobrecosto respecto del valor esperado del costo total de suministro del sistema sin proyecto del 20%

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

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 1.000 valores mas bajos Quintil superior Promedio de los 1.000 valores más altos Valor esperado 5.000 valores 377 (9%) 351 (9%) 265 (6%) 129 (3%) 1.639 (40%) 1.592 (39%) 1.402 (34%) 944 (23%) 941 (23%) 904 (22%) 759 (19%) 443 (11%) Desviación Estándar 466 458 420 307 Entre paréntesis se muestra el porcentaje del sobrecosto respecto del valor esperado del costo total de suministro del sistema sin proyecto del 20%

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

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 1.000 valores mas bajos Quintil superior Promedio de los 1.000 valores más altos Valor esperado 5.000 valores 0 0 0 0 6,5 16,1 7,7 11,9 1,3 3,2 1,5 2,4 Desviación Estándar 18,4 52,7 20,1 31,6

Cuota del 20% mitiga CO 2 a un costo promedio de 5 veces el costo de los países europeos Costo Mitigación CO 2 250 MW MiniHidro US$/TonCO 2 300 MW MiniHidro US$/TonCO 2 500 MW MiniHidro US$/TonCO 2 1000 MW MiniHidro US$/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

Precio CER UE ETS 20 18 16 14 US$/ton CO 2 12 10 8 6 4 2 0 Fuente: IntercontinentalExchange Inc. Valores en euoros (se considera 1 euro=1.31 US$)

Obligación de ERNC con cuota de 20% Ley 20 20 con disponibilidad MinH 500 MW SIC SING Total Demanda TWh 75 26 101 Obligación al 2020 TWh 15.1 5.1 20.2 Transferencia entre sistemas TWh 0.7 0.7 0.0 Aporte centrales ERNC existentes TWh 1.7 0.0 1.8 Adicional ERNC que entra al 2020 según modelo TWh 6.5 1.5 8.0 Adicional requerido año 2020 por cuota 20% TWh 5.5 4.8 10.3 Adicional ERNC para cuota 20% MW 2,023 2,008 4,032

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. 52 52 Nueva ERNC según modelo MW 1,209 210 1,418 29% Mini Hidro 482 482 Geotermia 185 183 369 Biomasa 201 201 Eólica 340 26 367 FV Total nuevas centrales MW 3,408 1,410 4,817 100% Cambio al imponer restricción del 20% de ERNC. (con restricción del 50% por sistema) SIC SING Total Porcentaje Total centrales convencionales PO MW 1,934 816 2,750 34% Total centrales ERNC según modelo MW 1,209 210 1,418 17% Adicional ERNC por cuota 20% MW 2,023 2,008 4,032 49% Mini Hidro 18 18 Geotérmia Biomasa 134 134 Eólico 1,363 1,615 2,978 FV 508 393 901 Total nuevas centrales MW 5,166 3,034 8,200 100%

Proyecto de Ley 20/20

Supuestos (1) Distribución Unidad Min Max Moda Crecimiento demanda Triangular % 4,5 7,5 6,0 GWh total 2020 88.390 114.034 100.487 Combustible Biomasa Triangular US$/ton 20 120 70 US$/MWh 10,2 61,4 35,8 Tecnología Distribución Unidad Min Max Moda Inversión Mini Hid Triangular US$/kW 1.500 4.000 3.000 Geotermia Triangular US$/kW 3.000 5.000 3.500 Biomasa Triangular US$/kW 2.000 4.000 3.000 Viento Triangular US$/kW 1.500 3.000 2.500 FV Triangular MW 5.000 8.000 7.000

Supuestos (2) Tecnología Distribución Unidad Min Max Moda Potencial SIC Mini Hid Uniforme MW 250 a 1000 Geotermia Triangular MW 105 300 150 Biomasa Triangular MW 210 500 300 Viento MW 4.500 FV MW 7.000 Potencial SING Geotermia Triangular MW 105 300 150 Viento MW 1.500 FV MW 7.000

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.

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

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