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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%

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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

1/10/94

1/01/95

1/04/95

1/07/95

1/10/95

1/01/96

1/04/96

1/07/96

1/10/96

1/01/97

1/04/97

1/07/97

1/10/97

1/01/98

1/04/98

1/07/98

1/10/98

1/01/99

1/04/99

1/07/99

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

abr‐99

ago‐99

dic‐99

abr‐00

ago‐00

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 [%

]

8

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 Diseñossmocarquer@systep.cl www.systep.cl

Hugh RudnickDepartamento de Ingeniería EléctricaPontificia Universidad Católica de Chileh.rudnick@ieee.org www.ing.puc.cl/power/