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Recursos Renovables como Generación Distribuida en
los Sistemas Eléctricos
Pontificia Universidad Católica de ChileDepartamento de Ingeniería Eléctrica
Sebastián Mocárquer- Hugh Rudnick
TALLER DE ENERGIAS RENOVABLESU. de Concepción, 11-13 enero 2005
Surgen oportunidades para las energías renovables en los sistemas eléctricos interconectados en Chile, por
-crisis abastecimiento gas natural-cambios legales introducidos recientemente
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Temas
Energía eléctrica en ChileEnergías renovables en ChileGeneración distribuidaLegislaciónDesafíos
Sistemas eléctricos
SING1.467 MW máx.800 km
SIC 5.162 MW máx.2200 km
Aysén 15 MW máx.
Magallanes35 MW máx.
Población : 15 millones
Sistemas de transmisión66 kV, 110 kV, 154 kV, 220 kV y 500 kV
Sistemas Interconectados: Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)Sistema Interconectado Central (SIC)Sistema de AysénSistema de Magallanes
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Sistema Interconectado Central (SIC)
Demanda máxima 2003: 5.162 MWEnergía 2004: 33.708 GWhPotencia instalada 2004: 7.757 MWSistema mayoritariamente hidráulico (63%)93% población, consumo industrial y residencial
Tipos de combustibles
hidráulica63%
derivado del petróleo 1%
ciclo-combinadogas natural
19%
gas-diesel1%vapor-carbón
14% Otros
2%
4
Aleatoriedad hidrológica en el SIC
Energía hidráulica embalsada
0.0
1,000.0
2,000.0
3,000.0
4,000.0
5,000.0
6,000.0
7,000.01/01/94
1/04/94
1/07/94
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1/01/95
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1/10/99
1/01/00
GigawattsHora(GWh)
RAPEL INVERNADA COLBUN CHAPO LAJA
Precios de nudo energía y potencia
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Chile: uso de gas natural
Producción nacional = 7,0 Mm3/dImportación 2003 = 17,9 Mm3/d Importación mar-04 = 20,8 Mm3/dDestino:
Electricidad: 11,0Ind-Res-Com: 5,0Metanol 4,8
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Millo
nes
m3
/ día
Consumo
Producción
Importación
Exportaciones de gas natural a Chile desde Argentina
0
5
10
15
20
25
dic‐96
abr‐97
ago‐97
dic‐97
abr‐98
ago‐98
dic‐98
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dic‐99
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dic‐00
abr‐01
ago‐01
dic‐01
abr‐02
ago‐02
dic‐02
abr‐03
ago‐03
dic‐03
abr‐04
ago‐04
Gas Exportado Promedio [M
Mm3/día]
Metanex SIP
Metanex YPF
Metanex PA
Pacífico
Atacama
Norandino
Gasandes
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Racionamiento desde Argentina
-25,4% -0,4% -18,6% -47,2% Promedio
0.0% 0.0% -9.3% -33.2% Agosto
0.1% 0.0% -17.8% -50.0% Julio
-38.5% -2.2% -16.0% -58.7% Junio
-48.1% 0.0% -50.0% -55.2% Mayo
-40.4% 0.0% 0% -38.9% Abril
NehuencoSan Isidro
Nueva Renca Taltal
Mes
Volumen Inyectado / Volumen Requerido Año 2004
-25,4% -0,4% -18,6% -47,2% Promedio
0.0% 0.0% -9.3% -33.2% Agosto
0.1% 0.0% -17.8% -50.0% Julio
-38.5% -2.2% -16.0% -58.7% Junio
-48.1% 0.0% -50.0% -55.2% Mayo
-40.4% 0.0% 0% -38.9% Abril
NehuencoSan Isidro
Nueva Renca Taltal
Mes
Volumen Inyectado / Volumen Requerido Año 2004
Incertidumbre Energética
Futuro energético inciertoCrisis de abastecimiento de gas natural argentinoAleatoriedad de hidrologías
Necesidad de diversificación de matriz energéticaSolución en dos horizontes
Contingencia (corto plazo, 2007)Largo plazo, diversificación matriz energética
Soluciones a ser provistas por el mercado, y sin reforma a la ley (sólo con reformas reglamentarias)
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Incertidumbre Energética
Soluciones propuestas en ChileGas natural licuado (ENAP)Carbón (lecho fluidizado)HidráulicaGeotermia
Evolución de la demanda en el SIC
5.000
15.000
25.000
35.000
45.000
55.000
65.000
75.000
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Vent
as [G
Wh]
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
10%
Tasa
de
Cre
cim
ient
o [%
]
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Plan de Obras Octubre 2004
Fuente: CNE
Calendario Proyecto Tipo Potencia MWabril-08 Quintero I Gas Natural Licuado Ciclo Combinado 385
octubre-08 Pan de Azucar I Carbón 400abril-09 Concepcion I Gas Natural Licuado Ciclo Combinado 385
enero-10 Quintero 01 CA Gas Natural Licuado Ciclo Abierto 125enero-10 Confluencia Hidro 145abril-10 CNE Geotermica Geotermia 100mayo-10 Quintero II Gas Natural Licuado Ciclo Combinado 385enero-12 Quintero 02 CA Gas Natural Licuado Ciclo Abierto 125enero-11 Hualpen 01 CA Gas Natural Licuado Ciclo Abierto 125abril-11 CNE Geotermica Geotermia 100
enero-13 Hualpen 02 CA Gas Natural Licuado Ciclo Abierto 125abril-12 CNE Geotermica Geotermia 100abril-12 Neltume Hidro Embalse 403julio-13 Maitencillo I Carbón 400
agosto-13 Hualpen I Carbón 400enero-14 Quintero 03 CA Gas Natural Licuado Ciclo Abierto 125abril-14 Valdivia I Carbón 400
Costos de tecnologías en Chile
Inversión (US$/kW)
Tiempo requerido
(años)
Costo Variable
(US$/MWh)
Costo Desarrollo (US$/MWh)
Ciclo Combinado
Gas Arg500 - 700 2 - 3 12 35
Ciclo Combinado
LNG
500 - 700 + planta regasif 2-3 y 3-4 30 45 - 56
Carbón 1000 - 1500 3 – 4 25 -35 45 - 55
Hidroembalse 700 -1300 5 - 6 - 30 - 36
Geotermia 1300 - 1800 2 - 3 + prospecc. 5 -10 35 – 55 ??
Nuclear 1600 4 - 6 5-10 45 - 60
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Energías renovables como alternativa?
Incertidumbre en el futuro de la matriz energética de Chile crea un creciente interés en formas alternativas de generación. Crisis coincide con política de mejora en las condiciones de utilización de energías renovables no convencionales (ERNC).Ley 19.940 de 2004 modificó DFL Nº1 de 1982, incorporando perfecciones y mejorando acceso a los mercados de generación eléctrica de pequeñas centrales de generación conectadas a la red
Energías renovables en Chile
Fuente: Comisión Nacional de Energía, 2000
Son las que utilizan energías: geotérmicaeólica solarbiomasamareomotrizpequeñas centrales
hidroeléctricas
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Generación distribuida
Uso en forma integrada de recursos de generación eléctrica modular por parte de empresas eléctricas, clientes de las empresas eléctricas o terceros que benefician con su uso al sistema eléctrico, a clientes finales específicos o a ambos.Independiente de la tecnología y su propiedad; pueden ser renovables o no.
Generación distribuida
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Energías renovables y GD
Energías renovables pueden constituir o no generación distribuida, dependiendo de cómo se operen.Probablemente sean las primeras formas de GD, junto con la cogeneración, dados los incentivos introducidos Conectadas en tensiones superiores a 23 kVno constituyen generación distribuida.
Cambios regulatorios
Introducción de reformas Ley Nº 19.940Para energías renovables
Exención pago de peajes bajo límite capacidad instalada 9 MWExención parcial pago de peajes entre capacidad instalada de 9 y 20 MW
Para generadores distribuidos (art. 91)Acceso al mercado spotPago por potenciaGarantía de interconexión 9 MWObras para refuerzo sistemas de distribución
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Incentivos para GD
Se busca asegurar el derecho de todos los generadores de vender su energía en el mercado spot a costo marginal instantáneo y sus excedentes de potencia al precio nudo de potencia. Obligación para las empresas distribuidoras de permitir la conexión de pequeñas centrales, definidas como menores a 9 MW, a sus redes de distribución.
GD de propiedad de tercerosDesafíos:
cargos por accesoreglamentación de la interfaz física de conexióndebate medioambientalobligaciones de los pequeños agentes distribuidosotros desafíos.
Figura del comercializador como impulsador
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GD y empresas de distribución
GD puede ser empleada para aumentar eficiencia de inversiones en expansión
Altos costos de expansión en redes saturadasTasas de crecimiento de demanda bajas o inciertasProvisión de otros servicios (soporte de tensión)
Restricciones GD de EEDD
Art. 90º desincentiva propiedad generación de cualquier tipo y tamaño por parte de empresas distribuidoras
no permite acceso precio regulado
Riego de comprar en mercado spotIngreso al CDECEjemplo: caso SAESA
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Caso SAESA año 2001
-520 mil clientes-Potencia instalada 20 MW-Término de contratos de suministro-Resolución 88-Multa SEC-Acceso al CDEC y mercado mayorista
Restricciones GD de EEDD
Tarificación de la distribuciónComparación con empresa modelo
VAD incluye costos por concepto de:Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atenciónPérdidas medias de distribución en potencia y energíaCostos estándares de inversión, mantención y operación asociados
GD no es competitiva para una empresa modelo que comienza a operar desde ceroPor lo tanto, no tiene sentido incorporar GD de propiedad de la distribuidora en el VAD.
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ERNC: dos realidades
Generadores ubicados en las cercanías de los sistemas de transporte con capacidad disponible y con la intención de vender en el mercado spot, serán quienes hagan un máximo aprovechamiento de los incentivos contenidos en la Ley.
ERNC: dos realidadesPara generadores alejados de los sistemas de transporte, la exención en el pago de peajes en el sistema troncal, aunque un incentivo real, no es suficiente puesto que dichas centrales tendrán que financiar, por lo general, largas líneas de inyección.
Conectados en sistemas de distribución rurales radiales, sólo dimensionados para entrega de energía y potencia, con altos costos de refuerzos (caso generadores minihidraúlicos en el sur o eólicos)
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Energías renovables y GD
Barreras que persistenAltas inversiones en líneas de inyección para centrales de hasta 9 ó 20 MW, incentivo no es suficiente (Art. 71-7º)Acceso a sistema eléctrico a través de sistemas de distribución, garantías aun no son suficientes
Surgen oportunidades para las energías renovables en Chile, por
-crisis abastecimiento gas natural-cambios legales introducidos recientemente
Aún deben levantarse barreras de entrada, vía nueva reglamentación
Desarrollos dependerán de costos asociados de dichas energías renovables.
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Sebastián MocárquerSystep Ingeniería y Diseñ[email protected] www.systep.cl
Hugh RudnickDepartamento de Ingeniería EléctricaPontificia Universidad Católica de [email protected] www.ing.puc.cl/power/