Acta Ronda de Trabajo 2 Mesa ERNC La Ronda de Trabajo 2 del primer ciclo del proceso participativo, que aborda temáticas asociadas a la planificación central de largo plazo, se desarrolló en dos sesiones. Ambas llevadas a cabo en la Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas de la Universidad de Chile, la primera el día 16 de diciembre de 2014, donde asistieron 24 personas además del equipo de la Universidad de Chile, se centró en la discusión y establecimiento de criterios y supuestos para la planificación de la expansión de los sistemas interconectados. La segunda, desarrollada el 22 de enero de 2015, donde asistieron 29 personas además del equipo de la Universidad de Chile, se centró en la revisión y discusión de los resultados de la planificación largo plazo obtenidos y la selección del escenario que se analizará en el segundo ciclo del proceso. En la presente Acta se resumen los temas discutidos en ambas sesiones de la Ronda de Trabajo 2, y de las distintas opiniones y puntos de vista expresados durante ellas, además de la lista de asistentes y las fotos de ambas sesiones.

SESIÓN 1

(16 de diciembre de 2014) La sesión se desarrolló en tres partes. En la primera se revisaron los parámetros generales obtenidos para cada tecnología de expansión, resultado del procesamiento de las diversas fuentes de información disponibles en la mesa y recopiladas durante el proceso participativo. Estos parámetros fueron presentados en síntesis y contraste en la forma de evolución de costos nivelados en el horizonte de análisis 2015-2035. Una iniciativa del En la segunda parte de la sesión se analizaron incertidumbres en el problema, en diversos Ministerio de ámbitos, que dieron lugar a aristas de sensibilización, con la necesidad de definir y adoptar supuestos para la planificación largo plazo. Se dio a los asistentes Energía la posibilidad de proponer o reformular tanto las alternativas dentro de cada arista como nuevas aristas en torno a los supuestos inicialmente adoptados. En la tercera se desarrolló una encuesta a los asistentes que, por medio de selección de opciones para cada arista del problema, permitió establecer el subconjunto de escenarios de supuestos de planificación considerados de mayor interés o relevancia, los que fueron finalmente simulados y presentados al grupo de trabajo técnico en la sesión 2 de esta

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ronda de trabajo y se presentarán a la opinión pública en el próximo taller plenario a desarrollarse en marzo de 2015. La sesión se llevó a cabo bajo la guía de una presentación, entregada en forma impresa a los asistentes, y que queda disponible en formato electrónico en forma pública en Internet.

Revisión actualización parametrós

de

fuentes

de

datós

y

Se presentaron las fuentes de datos recopiladas en el proceso participativo y síntesis de parámetros por tecnología a usar en la planificación. Sin mayores objeciones, en la discusión se plantean los siguientes puntos:  Incorporación de factores nacionales que puedan repercutir sobre las proyecciones efectuadas. Al respecto la organización recuerda que en esta misma sesión se abrirá a los asistentes la posibilidad de proponer escenarios relativos a las diversas incertidumbres en el problema.  Contar con el desglose y detalle de los plazos de concreción de proyectos. Relativo al desglose de costos, la organización incorporará información comprometida por la Agencia Internacional de Energía en la próxima sesión de esta ronda. Por su parte, en la ronda anterior se discutió la estimación de plazos involucrados en las distintas fases de un proyecto, los que se usan para limitar los potenciales de expansión en los primeros años del horizonte de evaluación.  Dada la tendencia internacional hacia el desarrollo de la tecnología CSP del tipo híbrido (termosolar/solar-fotovoltaico), se plantea su incorporación como una nueva tecnología con su modelación y estructura de costos. En la práctica existen 2 proyectos en evaluación de este tipo de tecnología en el norte de Chile.Una Al iniciativa respecto, la del organización desestima su modelación como una tecnología explícitamente distinta. Ministerio de Esto, dado que sus componentes ya están siendo incorporados en la planificación y la Energía existencia de bajas economías en los costos.  Revisión de los distintos tipos de tecnologías de almacenamiento y su proyección para el futuro, incluyendo proyectos de centrales a bombeo hasta el año 2035. Dado que los beneficios del almacenamiento se dimensionan mejor en el contexto de la operación de corto plazo, la organización propone replantear el tema en el segundo ciclo de la mesa, en la medida que resulte interesante en función de los resultados de la planificación de la expansión.

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 Revisión de la metodología para la determinación del costo de la unidad de punta. Actualmente los valores usados para la turbina de punta tienen su origen en los cálculos que efectúa la CNE para la determinación de los Precios de Nudo. Si bien se registra como un punto en discusión, para el presente ejercicio la organización continuará usando la referencia actual a falta de otra fundadamente mejor.

Cóstós niveladós y óbras en cónstrucción Se presenta una síntesis de costos en la forma de curvas de costos nivelados por tecnología en el horizonte de evaluación. Esto, para los tres escenarios de valor de inversión ERNC (alto, medio, bajo) propuestos en el desarrollo de la mesa. Se recalca que estos valores consideran todos los costos, incluyendo el costo de conexión o transmisión adicional, estimado para cada tecnología. Se observa la competitividad relativa de cada tecnología en el horizonte. Por la gran cantidad de obras y su impacto en la planificación se presenta el cronograma de las obras en construcción vigente. Se constata el amplio ingreso programado de nueva capacidad en los próximos 5 años, a lo que se adicionaría eventuales nuevas plantas comprometidas en la reciente licitación de suministro a clientes regulados. La sesión continuó con el planteamiento, por parte de los asistentes, de los siguientes temas: 



Resultados de las licitaciones de suministro y cómo estos afectan a los planes de obra. En particular se plantea la necesidad de cruzar lo anterior con las obras declaradas en construcción en el informe técnico de precios de nudo de octubre de 2014. La organización compromete la confección e incorporación en la modelación de los nuevos proyectos comprometidos como resultado de la reciente licitación Una iniciativa del de suministro de clientes regulados. Considerar interconexión Chile-Argentina y además con Perú y Ministerio Bolivia. Este tema de es tratado explícitamente más adelante en la sesión.

Energía

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Supuestós y escenariós planificación Siguiendo la presentación de apoyo a la discusión, durante esta sección se analizan incertidumbres en diversos ámbitos en la planificación largo plazo, los que dan lugar a la necesidad de definir y adoptar supuestos. En cada ámbito o arista se plantean supuestos alternativos que permiten sensibilizar el problema. Se revisan y discuten las principales aristas identificadas por la organización y se da a los asistentes la posibilidad de proponer o reformular tanto las alternativas dentro de cada arista como nuevas aristas en torno a los supuestos inicialmente adoptados. A continuación se presenta el resumen de la discusión para cada arista del problema, incluyendo los acuerdos alcanzados para las opciones de supuestos a simular.

Interconexión SIC-SING Según plantean representantes de la CNE, actualmente se desarrollan los estudios destinados a recomendar una opción de interconexión frente a las alternativas en evaluación DC 1500 MW, AC 1500 MW y AC acoplado con una S/E back-to-back desde el punto de vista económico y dinámico. No obstante, sus resultados se conocerán con posterioridad a las necesidades del ejercicio de planificación de la mesa. Por otro lado, en los cálculos de precio de nudo de corto plazo de octubre de 2014 se considera un proyecto independiente de línea AC impulsado por la empresa GDF Suez entrando el 2017 con 1000 MW de capacidad y un enlace DC para el 2021 con 1500 MW de capacidad. El primero operaría como línea de transmisión adicional para conectar unidades generadoras del SING al SIC, sin interconectar ambos sistemas, pero con la posibilidad de hacerlo. El segundo proyecto operaría como interconexión propiamente tal, quedando en la práctica dos sistemas en paralelo. Lo anterior constituye la opción 1 de supuesto de interconexión en la planificación. Una iniciativa del Los asistentes plantean por un lado que en el ejercicio de la mesa la interconexión debiese Ministerio de ser resultado del problema de optimización económica y posteriormente habría que Energía analizar la tecnología. Por el otro, que las declaraciones públicas confirman que la interconexión cuenta con todo el respaldo político necesario para su concreción más allá del óptimo económico directo. Así, la mesa debería considerarla como una decisión tomada. Asimismo, un asistente plantea que estudios independientes la justifican también en términos económicos. Considerando los antecedentes que indican que el proyecto de GDF Suez se haría efectivo independientemente como decisión privada y que un proyecto de interconexión cuenta

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con el respaldo necesario se acuerda crear un nuevo supuesto de interconexión, opción 2, como sigue:  

Proyecto de GDF Suez AC de 1000 MW opera como interconexión, entrando a mediados de 2017. Se plantean ampliaciones del proyecto anterior, sobre la base de la misma estructura de costos, como parte de la optimización de la planificación centralizada de mínimo costo.

Impuestos como costos Como parte del criterio general de limitar la optimización al sector eléctrico, se acuerda que se considera como costos los impuestos asociados a los siguientes puntos:   

Arancel de combustibles Reforma tributaria Costo por emisiones CO2

Los asistentes plantean el considerar, además de los costos asociados a las emisiones de CO2, los costos estipulados en la reforma tributaria para emisiones locales de otros gases contaminantes como los SOx. Por la dificultad de modelar los niveles de saturación local de contaminantes que estipula la Ley para su cálculo, se acuerda no considerar este último planteamiento.

Ley ERNC Se conviene no considerar las multas que impone la ley de cuota ERNC en la optimización, por ser en la práctica un traspaso económico entre la demanda. Así, sólo se verificará si el parque generador la cumple. Una iniciativa del GNL y turbina de punta

Ministerio de unEnergía costo local por

Se considera apropiado por los integrantes de la mesa, suponer recepción, almacenamiento y regasificación de GNL alineado con el precio “comercial” que enfrentan las empresas eléctricas, con valor en torno a 1.75 [US$/MMBTU], que se aplicará sin diferenciación entre terminales nuevos y existentes. Lo anterior es consistente con el criterio general de restringir la optimización al sector eléctrico y evita diferenciar entre terminales “ya pagados” y el costo de ampliaciones o nuevos terminales. Considerando estudios anteriores, se plantea la opción de costo de regasificación de GNL determinado por terminales flotantes con costo de 0.75 [US$/MMBTU]. Así, se crea una

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arista de sensibilización del problema respecto del costo de regasificación del GNL entre terminal terrestre y flotante. Respecto al combustible que se modelará para la operación de la turbina de punta, se acuerda que este será exclusivamente diésel. Esto, por la dificultad para conseguir contratos de GNL para la operación de estas unidades. En términos prácticos lo anterior equivale a sacar de entre las alternativas de expansión las unidades térmicas en ciclo abierto con GNL. Además, el precio que pudiese considerar al emplear GNL para operación en punta es similar al precio Diésel considerando contratos especiales.

Valor de inversión de las ERNC Se plantean los siguientes escenarios:  Medio: Se considera el promedio de costos CNE/SEIA 2012-2014 proyectado según curva promedio de referencias internacionales. En el caso particular de la tecnología fotovoltaica se considera sólo el último año.  Alto: Corresponde a la envolvente superior de las proyecciones de referencias internacionales  Bajo: Corresponde a la envolvente inferior de proyecciones de referencias internacionales. Los asistentes se manifiestan de acuerdo con los supuestos planteados.

Desarrollo Hidroeléctrico en Aysén Al margen del estado de la discusión en torno a la factibilidad del desarrollo de proyectos en hidroeléctricos en Aysén, tanto de Energía Austral como de HidroAysén, los asistentes consideran que la existencia de un potencial energético tan relevante no se puede descartar en la planificación. Por ello, el consenso se centró en la incorporación de Una iniciativacon del escenarios donde estos proyectos formen parte de las opciones de expansión, decisión determinada por la minimización de costos. Así, se acordó la creación de una Ministerio de opción con supuesto de optimización de su entrada sujeta a una corrección de costos y Energía(datos plazos respecto de los antecedentes públicos disponibles por estar desactualizados 2011). Un asistente informa que el proyecto Energía Austral sigue vigente y que podrían existir más detalles en una presentación del reciente “Foro SIC”. La organización analizó la fuente de datos y descubrió que, salvo corroborar que sus promotores siguen impulsado el proyecto, no se encuentra allí más información útil para los propósitos de la mesa.

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Respecto a HidroAysén, se plantea que es un proyecto que depende de quién lo desarrollará, tema que ya no es tan claro, aumentando la incertidumbre de su realización. Ante la falta de información precisa se acuerda retrasar la factibilidad de entrada de los proyectos, en correspondencia con los plazos estimados el 2011 y el estado de actual de evaluación, ajustando sus costos originales según la evolución del mismo que han experimentado los proyectos hidroeléctricos ingresados a evaluación de impacto ambiental. En resumen se acordaron las siguientes opciones:  

Opción 1: No se consideran hidroeléctricas en Aysén. Opción 2: Sí se consideran hidroeléctricas en Aysén como opción de optimización. Esto bajo ajuste de costos y plazos.

Crecimiento de demanda Una sensibilización respecto de un mayor crecimiento de la demanda fue propuesta en rondas anteriores. El supuesto inicial para la demanda corresponde a la proyección del Precio de Nudo de CNE de octubre de 2014, a lo que la organización propuso al uso de la proyección CNE del año anterior, levemente más alta. Se plantea por parte de los asistentes, que esta variable quizás no sea muy interesante, dado que es más importante el tipo de tecnología que debiese entrar. Si bien hay consenso respecto de las opciones propuestas, su uso final será determinado por la relevancia que le otorguen los asistentes a esta opción en la encuesta de conformación de escenarios.

Sensibilizaciones descartadas Se discute el descartar algunas sensibilizaciones propuestas en rondas anteriores, las que se detallan a continuación: Una iniciativa del  Hidrología futura: Se descarta por falta de información sustentada para efectos de Ministerio de reflejar el cambio climático.  Interconexiones regionales: Se descarta por imposibilidad práctica de modelar y Energía simular otros sistemas.

Costo de los combustibles fósiles Se plantea el uso de tres supuestos para el costo de los combustibles fósiles siguiendo las proyecciones del DOE de EEUU en su Energy Outlook 2014 (EO2014), e incluyendo los recargos según los mismos procedimientos que aplica la CNE para proyectarlos en los

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cálculos de Precios de Nudo. Los supuestos de costo alto y bajo comprenden a los escenarios EO2014 más altos y bajos para los combustibles respectivos, mientras que el medio corresponde al escenario “referencia”. Este último es el usado por CNE para proyectar el costo de los combustibles en los cálculos del Precio de Nudo de octubre de 2014. Un asistente propone considerar una canasta de mercados, puesto que no todo el combustible proviene de EEUU y por tanto sugiere revisar las proyecciones ya existentes. Al respecto representantes de la CNE entregan la siguiente información para las distintas tecnologías: 

Carbón: Se toma en cuenta respecto al precio de nudo de corto plazo del precio spot de EEUU dado que es la única información de dominio público disponible y válida. Además las importaciones provenientes de EEUU 2012 y 2013 representan el 34 % del total importado.

 GNL: Se considera 2 partes para la proyección, la primera indexación a Brent para los primeros años y la segunda a Henry Hub. Se presentan incluso precios más altos que los precios CIF. Según CNE, la información de aduanas Mejillones 2014 entre enero a mayo el valor es de 7,4 [USD/MBTU] precio CIF, mientras que en Quintero 2014 entre mayo a junio, el valor promedio es de 9,3 [USD/MBTU] precio CIF. En el 2013 se tienen precios menores. Se considera además que los precios están dentro de los márgenes aceptables. A falta de más fuentes de información y considerando la consistencia con lo que se emplea en los cálculos de Precios de Nudo, los asistentes se manifiestan de acuerdo con las opciones de supuestos planteadas para los combustibles fósiles.

Costo de regasificación de GNL Se propuso el descarte de la sensibilización del costo regasificación del GNL entre terminal Una del terrestre y flotante dejando sólo la opción terrestre, en consonancia con el iniciativa estado de la discusión pública actual al respecto. Sin embargo, algunos participantes proponen Ministerio de mantener esta arista de sensibilización. Esto, por considerar que el tema sigue vigente, Energía argumentando la existencia de algunos proyectos de centrales en evaluación que incluyen nuevos terminales de regasificación de tipo flotante. Por tal motivo, se mantiene la sensibilización con las siguientes opciones:  

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Opción 1: Terminal terrestre con costo de regasificación de 1,75 [US$/MBTU]. Opción 1: Terminal flotante con costo de regasificación de 0,75 [US$/MBTU].

Valor de inversión de tecnologías convencionales Se acuerdan escenarios de valores de inversión para plantas convencionales bajo los siguientes supuestos:   

Alto: Valor extremo alto del rango respectivo en la base de datos CNE. Medio: Valor promedio del rango respectivo en la base de datos CNE. Bajo: Valor extremo bajo del rango respectivo en la base de datos CNE.

Factor de planta eólico Un asistente cuestiona la validez y representatividad de los valores de los factores de planta, principalmente para tecnología eólica, a utilizar en la modelación, dado que los considera alto. No obstante, se muestra que los últimos proyectos que han entrado en operación han alcanzado factores de planta superiores al 30%, lo que ha demostrado un proceso de maduración por parte de los desarrolladores de este tipo de proyectos. En la discusión se plantea la necesidad de incorporar curvas de aprendizaje para los factores de planta eólicos, por ejemplo utilizar curvas ya existentes en el plano europeo. Se propone además que en caso de revisar los factores de planta para la tecnología eólica, se debería hacer el mismo procedimiento con las demás tecnologías en el futuro. Así se plantean 2 nuevos supuestos para sensibilización de los factores de planta eólicos:  

Opción 1: Se consideran los factores de planta de los estudios GIZ/Ministerio de Energía. Opción 2: Se crearía un escenario alternativo de factores de planta con metodología por desarrollar.

Pérdida de eficiencia de centrales térmicas Una del Se plantea la incorporación de escenarios que tomen en cuenta la pérdida de iniciativa eficiencia en el tiempo de las unidades térmicas en la planificación. Así, la eficiencia de centrales Ministerio de térmicas existentes y nuevas se transformaría en una nueva arista de sensibilización del Energía problema con las siguientes opciones:  

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Opción 1: Se consideran los datos de referencia provenientes de CNE / CDEC. Opción 2: Se crearía un escenario alternativo con evolución de la eficiencia con metodología por desarrollar.

Encuesta de selección de escenariós La organización planteó la evaluación de un total de 10 escenarios. De estos, 6 nacerían del trabajo desarrollado en la sesión (cartilla de selección de escenarios) y 4 serían determinados posteriormente por el equipo de trabajo (Universidad de Chile - Ministerio), lo último con el fin de garantizar que esté incluido en el análisis una amplia variedad de escenarios. Para ello, luego de la discusión sobre supuestos y sensibilidades, se le entregó a cada asistente una cartilla de selección de los escenarios para que votara por aquellos que considerara de mayor pertinencia o relevancia para su simulación. Las reglas planteadas fueron las siguientes: 

 

A cada asistente, se le dio la opción de proponer hasta 6 escenarios como una combinación de las opciones acordadas para cada arista de sensibilización del problema de planificación de largo plazo. Se debía hacer una marca por columna, es decir, seleccionar una característica/opción de cada uno de los supuestos. Cada asistente debió priorizar los escenarios rellenados con un número consecutivo del 1 al 6, indicando con un “1” el escenario considerado más relevante para el participante, y con un “6” el menos significativo de su lista. Si no se indicaba esta priorización, se consideraría que el escenario ubicado en la primera fila será el más importante, y así consecutivamente.

Las respuestas indicadas en cada cartilla fueron sistematizadas por el equipo de la Universidad de Chile, generando el ranking global de escenarios en base a los siguientes criterios: 1. Identificación de las opciones más votadas por arista del problema para la determinación del escenario más votado. 2. Ranking de escenarios en función de la coincidencia de escenarios completos entre los Una iniciativa del asistentes. 3. En caso de empates en el punto anterior se asigna una prioridad a Ministerio los escenarios en de función de su semejanza con el más votado, usándose a modo de sensibilidad respecto Energía del menor número de aristas. 4. Ranking de aristas de mayor interés. Sobre la base de las aristas que contienen opciones en las respuestas de los asistentes para determinar cuáles de ellas se consideran relevantes para una sensibilización. 5. En caso de empates hasta el punto 3, el ranking en 4 se usa para priorizar. La Tabla 1 resume las aristas y opciones consensuadas en la sesión para la conformación de escenarios de la encuesta.

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Tabla 1: Resumen de Supuestos y opciones para la conformación de escenarios de planificación.

En negrita opciones por defecto Valor de Inversión en ERNC Medio Promedio costos CNE/SEIA 2012-2014 proyectado según curva promedio de referencias internacionales Alto Envolvente superior de proyecciones de referencias internacionales Bajo

Envolvente inferior de proyecciones de referencias internacionales Costo de Combustibles Fósiles Medio Proyecciones CNE PNudo Octubre 2014 (Escenario referencia Energy Outlook 2014 DOE USA) Alto Construcción análoga con proyección alta (Escenario alto Energy Outlook 2014 DOE USA) Bajo Construcción análoga con proyección baja (Escenario bajo Energy Outlook 2014 DOE USA) Interconexión SIC SING Op1 Proy GDF Suez como línea adicional, proyecto CNE como Interconexión Op2 Proy GDF Suez como interconexión, ampliaciones como optimización Demanda Baja Proyección CNE Octubre 2014. Crec. Medio 2015-2023: SIC ~4,3% ; SING ~6,0 % Alta Proyección CNE Octubre 2013. Crec. Medio 2015-2023: SIC ~4,7% ; SING ~6,3 % Hidroeléctricas en Aysén No No existe desarrollo hidroeléctrico en Aysén Sí Sí, con costos ajustados según evolución costos hidroeléctricos, no antes de 2024 VI Convencionales Alto CNE extremo alto del rango Medio CNE promedio Bajo CNE extremo bajo del rango Costo Regasificación de GNL Terrestre 1.75 [US$ / MBTU] Flotante 0.75 [US$ / MBTU] FP (Factor de Planta) Eólico Op1 Base GIZ Op2 Por definir Pérdida de eficiencia de centrales térmicas Op1 Base CNE / CDEC Op2 Por definir

Una iniciativa del

Ministerio de Energía Los resultados de la encuesta, indicando el ranking, se presentan en la Tabla 2 y las aristas de sensibilización que generaron mayor interés por los asistentes, dado su votación, se presentan en la Tabla 3.

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Tabla 2: Ranking de Escenarios Rnk 1 2 3 4 5 6

VI ERNC

C. Comb Fósil

Medio Medio Medio Medio Bajo Alto Medio Medio Bajo Medio Medio Bajo …. Medio Medio Sensibilidades Descartadas

ICx SIC-SING Op1: Fija Op2: Opt Op2: Opt Op2: Opt Op2: Opt Op2: Opt Op1: Fija

Crec. DH VI Demanda Aysén Conven Baja Baja Baja Alta Baja Baja Alta

No Si No No No Si No

Medio Medio Medio Medio Medio Medio Medio X

Costo Reg. GNL

FP Eólico

Pérdida Eficiencia Cen Térmicas

Terrestre Terrestre Terrestre Terrestre Terrestre Terrestre Flotante X

Base GIZ Base GIZ Base GIZ Base GIZ Base GIZ Base GIZ Base GIZ X

Base CNE/CDEC Base CNE/CDEC Base CNE/CDEC Base CNE/CDEC Base CNE/CDEC Base CNE/CDEC Base CNE/CDEC X

Tabla 3: Aristas de Sensibilización más votadas por los asistentes Ambitos de interés # Resp Puntaje VI ERNC 70 269 C. Comb Fósil 70 269 ICx SIC-SING 70 269 Una iniciativa del H Aysén 70 269 Demanda 66 257 VI Conven 62 230 C. Regas. GNL 52 192 FP Eólico 51 183 P.Ef. Cen Térmicas 27 99

Ministerio de Energía

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Ptje 100.00 33.92 14.89 6.91 6.91 6.87 6.86

SESIÓN 2

(22 de enero de 2015) La segunda sesión de la Ronda de Trabajo 2 tuvo por objetivos revisar los resultados de los escenarios modelados según la encuesta de la sesión 1, y seleccionar el escenario a evaluar para el segundo ciclo de la mesa: “Operación Económica con Restricciones”. La actividad se dividió en dos secciones, una primera, de presentación de resultados de planificación de la expansión para los 10 escenarios de supuestos seleccionados, con espacio para consultas y discusión por temas, y una segunda sección, dónde se acordó el escenario a simular y evaluar durante el segundo ciclo de la mesa. Asimismo se solicitó y dio espacio para aportar sugerencias a la exposición y entrega de resultados de cara al próximo Taller plenario a desarrollarse el mes de marzo de 2015. La sesión se llevó a cabo bajo la guía de una presentación, entregada en forma impresa a los asistentes, y que queda disponible en formato electrónico en forma pública en Internet.

Encuesta y escenariós Al inicio de la segunda sesión se realizó la explicación de la construcción de los escenarios a partir de los supuestos planteados en la mesa durante la sesión 1 de la Ronda de Trabajo 2, y se muestran los resultados de la votación individual realizada con los 6 escenarios seleccionados por los asistentes. Posteriormente se introducen los 4 escenarios propuestos por la organización que complementan los anteriores e introducen una arista Una iniciativa del adicional de sensibilización del problema que es la disponibilidad futura de GNL. Al respecto, los asistentes se manifiestan conformes y de acuerdo con la pertinencia de estos de Ministerio escenarios. En la Tabla 4 se presenta el listado final de todos los escenarios de Energía planificación modelados y simulados, indicándose en la segunda columna de izquierda a derecha el tipo escenario como sigue: (E) si fue elegido por la encuesta a los asistentes a la sesión previa y (O) para los aportados por la organización.

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Tabla 4: Escenarios seleccionados para modelar IdEsc Tipo de Valor de Escen Inversión ERNC 1 E6 Medio 2 E2 Medio 3 O2 Medio 4 E1 Medio 5 E4 Medio 6 O1 Medio 7 E5 Bajo 8 O4 Medio 9 E3 Bajo 10 O3 Bajo

Proy. Precio Combustibles Fósiles Bajo Medio Medio Medio Medio Medio Medio Medio Alto Medio

Costo Regasificación GNL, Terminal Terrestre Terrestre Terrestre Terrestre Terrestre Flotante Terrestre Terrestre Terrestre Terrestre

Interconexión SIC SING

Desarrollo Hidroeléctrico Aysén Optim NC Si Optim NC Si Optim NC No Fija (CNE_O2014) No Optim NC No Fija (CNE_O2014) No Optim NC No Optim NC No Optim NC No Optim NC No

Proyección de Crecimiento de Demanda Bajo Bajo Alto Bajo Alto Alto Bajo Bajo Bajo Alto

Disponibilidad de GNL Plena Plena Actual Plena Plena Plena Plena Actual Plena Actual

Ajustes finales y cóstós niveladós Ajustes de costo Previo a la revisión de resultados se repasaron los últimos ajustes a los datos de entrada de conformación de escenarios derivados de antecedentes recientemente recibidos. Estos corresponden a los siguientes: 





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Ajuste de las proyecciones de costo eólico y fotovoltaico separando entre componente local y equipo con información proporcionado por la Agencia Internacional de Energía (IEA). Así, las proyecciones se construyen aplicando las proyecciones de costo internacionales sólo a la fracción de equipamiento, mientras que la local se sintetiza a partir de los valores que los proyectos respectivos declaran al SEIA. Los asistentes se manifiestan conformes con el ajuste mostrado. Revisión de las proyecciones de costo de los combustibles a nivel local. Siguiendo la misma metodología que aplica CNE en los cálculos de precios de nudo, se Una iniciativa del convierten las proyecciones del DOE Energy Outlook a la realidad local. Al respecto algunos asistentes manifiestan preocupación por la posible falta de de Ministerio representatividad en los escenarios de trabajo de la realidad actual a la baja del Energía precio del petróleo, que pudiera trasladarse a los restantes combustibles. Al respecto la organización y otros asistentes consideraron inconveniente incorporar nuevos escenarios por dos razones: posibilidad de que la realidad actual sea sólo coyuntural y la carencia de una fuente de dato concreta que sustente nuevos escenarios. Revisión y ajuste de proyectos hidroeléctricos en Aysén. Se revisan los costos y características de los proyectos en Aysén con datos de 2011, corregidos al alza siguiendo la evolución del costo hidroeléctrico de proyectos en SEIA. Los asistentes

concuerdan que los costos resultantes parecen todavía bajos, pero ante la falta de más antecedentes sustentados se respeta el procedimiento metodológico de ajuste acordado.

Revisión de costos nivelados Se presenta el resumen de costo por tecnología en la forma de costos nivelados para facilitar la comparación final entre ellas. Se hace hincapié que ellos se calculan para valores típicos promedio por tecnología y suponen que el factor de planta de la tecnología respectiva coincide con su factor de capacidad. Se aclara que los costos están calculados en referencia al dólar 2014 y se muestran los resultados para los tres supuestos de proyección de costos ERNC alto, medio y bajo. Posteriormente, en la discusión de los resultados en cruce con los marginales de energía de la planificación, se plantean algunas interrogantes que se sintetizan más adelante en este documento.

Revisión de obras en construcción y comprometidas Como se había acordado en la sesión anterior, las obras consideradas en construcción por parte de la CNE y aquellas comprometidas en la última licitación de clientes regulados serían consideradas en la modelación como nueva capacidad entrando en las fechas que los desarrolladores de los proyectos respectivos indicaran. Del resumen de obras se constata el amplio monto de nueva capacidad que, aunado a lo recientemente ingresado en operación el 2014, conforman más de 6000 [MW] distribuidos entre todas las tecnologías ya identificadas como competitivas en los análisis de costo nivelado. Se concuerda en que lo anterior constituye un fuerte condicionamiento a la planificación en los primeros años del horizonte, lo que se constata más adelante en la revisión de resultados. Una iniciativa del A petición de un asistente y para evitar confusiones en obras declaradas con ingreso en el Ministerio de cuarto trimestre del 2014 que pudieran haberse retrasado, la organización compromete Energía su revisión e incorporación en el listado de obras en construcción. También se solicita se haga un cuadro de qué se considera como parque existente hasta el 31 de diciembre 2014, a lo que la organización responde que es todo aquello que la CNE consideraba en operación y construcción en la fijación de precios de nudo de corto plazo de octubre de 2014. Se compromete un cuadro tecnológico agregado al respecto.

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También se solicita separar, en la tabla de obras en construcción y comprometidas, las tecnologías solares entre fotovoltaica y solar térmica. La organización hará los esfuerzos de edición necesarios para atender la solicitud.

Resultadós de Escenariós de Planificación Agrupado en temas, en las siguientes secciones se resume la discusión en torno a los resultados de los ejercicios de planificación de la expansión. ERNC Se realizan consultas sobre la distribución ERNC entre tecnología y localización y la existencia de una sensibilidad respecto a dicha distribución. Se aclara que sólo se efectuaron las sensibilizaciones dadas por los escenarios acordados y que los resultados se presentan de forma muy sintética para la cantidad de información existente. Por ello, la organización pondrá a disposición de los asistentes a la mesa los resultados en forma detallada de cada escenario de planificación. Se solicita a la organización diferenciar entre solar FV y CSP. Se aclara que existe la diferenciación entre ambas tecnologías tanto a nivel de modelación como de resultados. No obstante, dado el costo de la CSP, ésta no se expande en los escenarios simulados más allá de lo considerado en construcción. Así, por limitaciones en la síntesis de resultados, se optó por no separar la tecnología bajo la aclaración que es la tecnología solar de tipo fotovoltaica la que se expande. La organización buscará una forma de evitar que produzca la confusión en futuras exposiciones de los resultados. Uno de los asistentes consulta por qué no se sensibilizó respecto del factor de planta de las centrales eólicas resaltando su relevancia. La organización aclara que si bien se planteó la idea y se creó la arista de sensibilización respectiva en la sesión anterior, para su iniciativa del votación, los asistentes desestimaron su relevancia frente a otras aristasUna de sensibilización quedando descartada junto a otras sensibilizaciones propuestas. Lo anterior, a través de la Ministerio de votación y la conformación de escenarios de supuestos de planificación.

Energía

Sobre los combustibles Al presentarse las proyecciones de combustible se plantean interrogantes respecto de lo que ocurre en los primeros años en el caso del GNL, la Comisión Nacional de Energía explica que en los primeros años la indexación del GNL está ligada al petróleo Brent (Crudo).

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Se solicita incluir el análisis de la coyuntura actual de las tendencias del petróleo (a la baja) y además se considera que los costos del carbón se encuentran sobrevalorados en los tres escenarios planteados. Se indica además que, si bien se comprende que uno de los principios de la presente mesa es utilizar solo información respaldada, se recalca que las tendencias actuales no se veían desde hace más de 15 años, y esto condiciona el resto del mercado. En este sentido, un asistente indica que, de ser necesario, sería recomendable retrasar las fechas del proceso, con la finalidad de mejorar los datos utilizados. En relación a los planteamientos, el equipo vuelve a recalcar que la base del estudio es utilizar información fundada, y en base a ese criterio, no se puede acoger el planteamiento, ya que uno de los objetivos del trabajo es presentar antecedentes concretos para construir los datos de entrada del sistema. Al mismo tiempo, el equipo del Ministerio de Energía que se encuentra a cargo del proceso, indica que la Mesa de ERNC es parte de un proceso mayor, con plazos definidos, que no pueden modificarse, pero que más allá de ello, se comprende que los costos son dinámicos, y que por lo tanto es probable que la necesidad de actualización siempre exista, por lo cual, si bien es necesario avanzar para cerrar este estudio, es posible que a futuro se realicen nuevos estudios con la misma metodología, para así continuar el trabajo. En relación a lo mismo, algunos asistentes plantean que las coyunturas siempre existen, que situaciones actuales puntuales pueden no ser de largo plazo y que las tendencias generales de los combustibles son siempre al alza. Otros plantean, además, que se debe ser consistente con la metodología de trabajo planteada desde el inicio, y por lo tanto no se debe regresar a temas que ya fueron discutidos en sesiones anteriores. Finalmente se agrega que la discusión del costo de los combustibles siempre está vigente en forma controversial y que usualmente depende, del ejercicio que se esté desarrollando, el que algunos actores consideren revisar dichos costos al alza o la baja.

Costos marginales de energía y costos nivelados

Una iniciativa del En relación a los costos nivelados presentados, en cruce con los marginales de energía de la planificación, se realiza una serie de consultas en torno a la consideración o no, en estos de Ministerio valores, de los pagos por potencia de suficiencia. Además, se consulta si estos Energía corresponden al costo medio o al precio de energía al cual requiere vender. Al respecto la organización aclara que el costo nivelado es el precio equivalente, único sólo por concepto de venta de energía, a partir del cual el proyecto cubre sus costos, no considera al pago por potencia y se calcula para valores típicos por tecnología. De esta manera, en función de los parámetros de costo y producción, geográficos de cada tecnología estos valores se mueven al alza y a la baja. Otra forma de ver este costo es en la forma del precio monómico de un contrato que sustente el proyecto a la tasa de descuento referencial tarifaria.

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Se solicita que los costos nivelados se especifiquen como LCOE para evitar confusiones, a lo que la organización se compromete en futuras presentaciones. Se pide justificar el por qué no se ha considerado un escenario de sensibilización de los parámetros para centrales térmicas siguiendo referencias internacionales. La organización estima que si bien esta arista se considera de relevancia, se omite en esta fase de los análisis por su bajo impacto a nivel de la planificación central simplificada, en la que se privilegian aquellos aspectos más determinantes en el ejercicio de expansión de la generación en el largo plazo. La organización recuerda que esta temática forma parte de la discusión en el siguiente ciclo de la mesa y de su agenda. Los asistentes plantean cuestionamientos al comparar la evolución de los costos marginales en el horizonte de planificación en los distintos escenarios con los costos nivelados de la primera sección. En particular la existencia de costos nivelados en torno a los 80 [US$/MWh] en épocas con costos marginales en torno a los 60 [US$/MWh] y que se alcancen al final del período costos hasta de 100 [US$/MWh] si las tecnologías tienen costos medios menores en dicha época. Al respecto la organización busca aclarar la discusión precisando sobre los costos nivelados: 

 



Los costos nivelados entregados se utilizan con el fin de sintetizar y comparar la competitividad entre tecnologías y se calculan sólo para parámetros típicos de ellas, para los escenarios de costo ERNC alto, medio y bajo, no incluyéndose las restantes sensibilidades. Así, por efectos geográficos, de disponibilidad del recurso y factor de planta efectivo, habrá proyectos con mayor y menor costo equivalente. El costo nivelado se calcula en la forma de un precio monómico (único) de venta de energía que sustenta el proyecto a la tasa de descuento tarifaria de 10%, que no contempla el pago por capacidad. Lo anterior, sin interacción con el sistema, lo que supone que la demanda se podría abastecer únicamente con la tecnología.

Una iniciativalos del Por su parte en lo relativo a los costos marginales presentados se mencionan siguientes puntos a tener en consideración: Ministerio de 



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Corresponden a costos marginales de energía. El pago por capacidad causa que Energía este costo se reduzca. En lo que respecta a la demanda, el pago por capacidad podría representar del orden de 15 [US$/MWh] equivalente adicionales al costo marginal exclusivo de energía. En los primeros años del horizonte, cuando el costo marginal está muy por debajo de los costos nivelados típicos se observa que efectivamente el parque generador no se expande en todos los escenarios.







Los proyectos ingresan en el horizonte en orden creciente de costos. Así, en lógica de minimización global de costos, deberían ingresar primero aquellos de menor costo nivelado. El costo marginal de largo plazo depende del escenario simulado, así aquellos escenarios de mayor costo corresponden a la combinación de supuestos más desfavorables en la expansión como costos. Producto de la interacción de los perfiles de producción y demanda la expansión de generación es en sí un mix tecnológico.

Respecto al alineamiento de los costos marginales con los costos nivelados de las tecnologías, un asistente complementa mencionando que el mercado spot es solo un reflejo del costo de la operación del sistema, que no necesariamente permite pagar las inversiones, aspecto que sí es reflejado en los costos nivelados. En relación a las emisiones de CO2, se sugiere contrastar con el factor y niveles actuales del país, lo que la organización compromete para el taller plenario. Se consulta respecto de la forma de calcular el precio monómico en los ejercicios, a lo que la organización responde a la adición del precio de la potencia más el precio la energía calculado metodológicamente de forma similar al cálculo de precios de nudo de corto plazo que efectúa la CNE. Referente a lo mismo se solicita aclarar la forma en que calcula la desviación estándar del precio monómico, a lo que se responde que solo considera la variación del monómico anual respecto de la hidrología. Muchos asistentes se manifiestan interesados en conocer más detalle de los costos marginales, por ejemplo distinguiendo horas del día. Producto del gran volumen de información disponible y su complejidad de procesamiento, la organización compromete dejar a disposición de los asistentes los detalles de las simulaciones, incluyendo los despachos de cada escenario simulado. Otras consultas relativas a los resultados son aclaradas durante la sesión, las que se resumen a continuación: Una iniciativa del  

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Existencia de escenarios con racionamiento. En todos los escenarios simulados no de Ministerio se evidencia racionamiento en ningún periodo del horizonte de planificación. Decisiones de expansión en el modelo. Como el objetivo de la Energía planificación es la minimización del costo global (inversión en nuevas instalaciones de generación y transmisión, operación y falla) las decisiones de inversión se efectúan cuando, al contrastar los costos globales con y sin proyecto, la opción con proyecto resulta en un menor costo global. Dado que el modelo anterior cumple con las condiciones de la teoría marginalista, se debería verificar que el proyecto es rentable si su flujo se descuenta a la tasa única de descuento del problema, que corresponde al 10% tarifario usado.



Escenarios de más bajo costo. Típicamente se identifican como aquellos con la mayor combinación de supuestos en la dirección de menor costo. Estos son: baja proyección del costo de los combustibles fósiles, bajo costo de inversión en proyectos ERNC, demanda de crecimiento bajo, disponibilidad plena de GNL y, dado el supuesto original de la estructura de costos de los proyectos hidroeléctricos en Aysén, cuando se consideran como una opción de expansión.

Respecto del desarrollo hidroeléctrico en Aysén es de consenso que la estructura de costos considerada puede estar subestimada. A lo anterior se agrega información reciente que indica que se le estarían negando los derechos de agua al proyecto HidroAysén. No obstante, la falta de información fundada y el respeto a los acuerdos metodológicos alcanzados en sesiones previas de la mesa, se mantienen los supuestos de planificación con los alcances respectivos, los que debieran ser revisados en futuros estudios.

Nota aclaratoria: Algunos asistentes pidieron recalcar que los resultados corresponden a una planificación referencial con el fin de determinar el impacto de penetración ERNC intermitente en la matriz y no tiene como propósito definir el parque generador nacional. Los resultados de planificación varían si cambian los parámetros estimados para cada tecnología.

Selección de escenarió Uno de los objetivos de la sesión fue elegir el escenario a evaluar en simulaciones de operación más precisas. En este sentido, se indicó a los asistentes que se efectuaría una encuesta cuyo criterio central de selección debería considerar por un lado plausibilidad y por otro la existencia de alta penetración de ERNC variables al año 2030, ya que el objetivo del trabajo es evaluar el impacto de su integración al sistema. Una iniciativa del En la discusión general de revisión de pros y contra de los tres escenarios propuestos se Ministerio de llega al consenso de selección del escenario con mayor penetración eólica y fotovoltaica, Energíade un no siendo necesario realizar la encuesta. No obstante, se acuerda independizarse año en particular en su nomenclatura, dado que el objetivo del planteamiento es intentar anticipar medidas para evitar situaciones críticas. El escenario seleccionado corresponde al identificado como 10 y se describe en la siguiente tabla.

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Tabla 5: Escenarios para simulación de la operación Participación 2030 Escenario

ESCENARIO 10

Valor de Inversión ERNC Bajo

Proy. Precio Costo Desarrollo Proyección de Valor de Interconexión Combustibles Regasificación Hidroeléctrico Crecimiento Inversión SIC-SING Fósiles GNL, Terminal Aysén de Demanda Convencional

Disponibilidad de GNL según contratos

Medio

Actual

Terrestre

Optim NC

No

Alto

Medio

Eólico

Fotovoltaico

22%

10%

En relación a este escenario, se plantea la existencia de una diferencia importante entre la generación solar y eólica, que no se condice con la realidad actual, por lo cual se solicita mirar en detalle ese efecto para no perjudicar tanto la tecnología solar frente a eólica e hidro ERNC, recalcándose la necesidad de barrer con varios niveles de penetración solar. Además se plantea que no es solamente relevante la cantidad de energía ERNC, sino que también la concentración en ubicación de las centrales, ya que una gran concentración en una zona puede ser interesante de simular en la operación. En este sentido, se propone cambiar las proporciones de eólico y fotovoltaico, considerando que su diferencia en costos es pequeña. Respecto de la mayor penetración fotovoltaica que se espera para los próximos años el equipo del Ministerio plantea que se debe principalmente a los proyectos tomados “a firme” en los primeros años del horizonte y no a decisiones de expansión de mínimo costo. No obstante, se observa que los costos de varias tecnologías están muy cercanos y que, dada la lógica de mínimo costo, una pequeña modificación en ellos puede alterar en forma significativa la decisión de expansión de una tecnología sobre otra. Finalmente se acuerda crear un escenario de referencia para sensibilización de la penetración ERNC variable sobre la base de una modificación del escenario seleccionado que busca equilibrar la proporción entre eólico y fotovoltaico en la matriz. Una iniciativa del

Ministerio de Energía

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Fótógrafías de las sesiónes Sesión 1

Sesión 2 Una iniciativa del

Ministerio de Energía

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Lista de Asistentes Rónda de Trabajó 2 Sesión 1 (16 de diciembre de 2014)                          

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Carlos During. Cadue Ltda. Carlos Finat. ACERA. Carlos García. CNE. Carlos Jorquera. Consejo de Geotermia. Carlos Suazo. Ministerio de Energía. Claudio Espinoza. Enel Green Power. Cristián Muñoz. AES Gener. Cristóbal Muñoz. Ministerio de Energía. Christian Santana. Ministerio de Energía. Camila Vasquez. Ministerio de Energía Germán Cerpa. Energética. Horacio Montes. Duke Energy. Synex Ignacio Alarcón. Consultor. Iván Saavedra. CNE Jean Jaques Descazeaux. Synex Juan Salinas. Colbún. Manuel Brunet. CChC. Patricio Valenzuela. CDEC-SING. Rodrigo Iglesias, Panel de Expertos Sebastián Arroyo. Ministerio de Energía. Sergio Beaumont. Ministerio de Energía. Soledad Palma. POCH. Ulises Malebrán. Hidromaule. Víctor Hugo López. Energética. Marlen Görner. GIZ Equipo Universidad de Chile

Una iniciativa del

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Lista de Asistentes Rónda de Trabajó 2 Sesión 2 (22 de eneró de 2015)                              

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Andrés Vicent, Colbún Carlos Finat, ACERA Carlos García, CNE Carlos Suazo, Ministerio de Energía Carlos Düring, Cadue Ltda. Carlos Suazo, Ministerio de Energía Claudio Espinoza, Enel Green Power Christián Santana, Ministerio de Energía Cristian Hermansen, Colegio de Ingenieros de Chile A.G. Cristián Muñoz, AES Gener Cristobal Muñoz, Ministerio de Energía Camila Vásquez, Ministerio de Energía Daniel Gutierrez, USACH-C. Energías Danilo Zurita, CNE Gabriel Carvajal, CDEC SIC Horacio Montes, Duke Energy Iván Saavedra, CNE Jean Jaques Descazeaux, Synex José Carrasco, CNE Juan Eduardo Vásquez, COLBUN Juan Pablo Avalos, CDEC-SING Juan Salinas, COLBUN Manuel Brunet, C.Chilena de la C. Marco Peirano, CNE Rodrigo Miranda, SAESA Rodrigo Iglesias, Panel de Expertos Sebastián Arroyo, Ministerio de Energía Sergio Beaumont, Ministerio de Energía Soledad Palma S., POCH Ulises Malebrán, HIDROMAULE Equipo Universidad de Chile

Una iniciativa del

Ministerio de Energía

Observaciónes electrónicó

recibidas

pór

córreó

Observación 1 Estimados: En relación con la información enviada, así como la disponible en Dropbox les presento las siguientes dudas que quisiera me las aclaren: 1.

Costo de Inversión:

Los costos de inversión de las unidades generadoras en los archivos Excel ubicados en 4.Res_Planificacion presentan valores distintos a los estipulados en la Tabla 4. Costo de inversión por tecnología y escenario (USD/kW) del documento “Resumen Incorporación ERNC en los Sistemas Interconectados (10-03-2015).pdf”. Por ejemplo, en la tabla 4 se indica que el costo de inversión de la tecnología hidráulico tiene un valor constante en todos los escenarios, en todo el período del estudio (20152030) e igual a 2915 US$/kW. No obstante en el archivo “R_SIC-SING- CERNCM FM GNLTML ICxO HS 3HxM DB CConvM LEN TD10.xlsx” en los flujos de unidades nuevas para la unidad “Proy_MiniHidro_SIC_Sur” en la fila señalada como AVI+COMA se observan valores que al dividirlos por la potencia instalada dan valores muy diferentes. En la tabla siguiente se muestran los valores obtenidos.

Una iniciativa del Esto ocurre también en todos los restantes archivos y para las inversiones de otras Ministerio de unidades.

Energía 2.

Costos Nivelados:

Es necesarios esclarecer con exactitud el cálculo para determinar los costos nivelados indicados en el documento “Mesa ERNC _Ronda2 Sesion 1 PPTapoyoMetTemático_VF.pdf”, páginas 19, 20 y 21. A que se refiere el término “Costo Medio por tecnología,…., sin considerar pago por potencia de suficiencia”. Corresponde al costo total del tipo de tecnología dividido por la

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energía generada o corresponde al costo total menos los ingresos por potencia de suficiencia dividido por la energía generada. Esto es fundamental ya que los costos marginales resultantes de las corridas son sustancialmente inferior lo que hace poco creíble que los planes de desarrollo establecidos puedan alcanzar rentabilidades del 10%.

Respuesta a Observación 1 1.

Costos de Inversión

Respuesta: Los costos usados corresponden efectivamente a los rangos acordados en la mesa. Los datos aludidos del reporte de la herramienta de planificación no son exactamente el valor de inversión del proyecto si no que corresponden al valor presente de las anualidades (“trimestralidades” en sentido estricto) de inversión (AVI) más costo de operación y mantenimiento (COMA) que se pagan dentro del horizonte de planificación. Esto permite trabajar metodológicamente con un horizonte finito de planificación y es un método alternativo al uso de un valor residual por la vida útil remanente al final del horizonte. 2.

Costos Nivelados (LCOE)

Respuesta: El costo nivelado mostrado es el precio equivalente, único, sólo por concepto de venta de energía durante la vida útil, a partir del cual el proyecto cubre su costo de inversión, interés intercalario, costo variable y COMA descontados a la tasa tarifaria de 10%. No considera el descuento que significa el pago por potencia y se calcula para parámetros con valores en la mitad del rango respectivo, para un factor de planta igual al de capacidad. Esto, sólo para efectos comparativos gruesos entre tecnologías. De esta manera, en función de los parámetros de costo y producción geográficos de cada iniciativa del tecnología, estos valores se mueven al alza y a la baja. La planificaciónUna de mínimo costo opta por aquellos proyectos/zonas más económicos. Hay que tener en consideración Ministerio de cuestiones como por ejemplo un factor de capacidad X% mayor se traduce en un costo nivelado X% menor en el caso de tecnologías de costos variable cero,Energía que el pago por capacidad equivale a reducciones de 5 a 12 [US$/MWh] dependiendo de la tecnología, que algunas expansiones térmicas son por necesidad de respaldo (el LCOE no es representativo por el menor factor de planta).

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Observación 2 CAPEX Promedio Se propone que el escenario de CAPEX CAPEX (MU$/MW)

2015-2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030-2035

Bajo

##

4,500

4,405

4,310

4,215

4,120

4,025

3,930

3,835

3,740

3,645

3,550

Medio

##

5,800

5,575

5,350

5,125

4,900

4,675

4,450

4,225

4,000

3,775

3,550

Alto

##

5,800

5,800

5,800

5,800

5,800

5,800

5,800

5,800

5,800

5,800

5,800

Nota: cifra 2030 en adelante corresponde a lo estimado por la CNE

. 1. Se solicita incluir un escenario de sensibilidad adicional, con los costos de inversión propuestos para la geotermia el Punto 1. 2. En las Tablas “PARTICIPACIÓN POR TECNOLOGÍA EN MATRIZ DE GENERACIÓN” se solicita agregar comentario indicando: Los resultados corresponden a una planificación referencial con el fin de determinar el impacto de penetración ERNC intermitente en la matriz y no tiene como propósito definir el parque generador nacional. Los resultados de planificación varían si cambian los inputs definidos para cada tecnología. Respuesta a Observación 2 Referente al punto 1: incorporar escenarios adicionales de sensibilización del problema de planificación se traduce en alterar los acuerdos alcanzados en las rondas de trabajo, específicamente a lo acordado en la Ronda 2 parte 1 durante el proceso de selección de escenarios. Si bien la organización podría simular escenarios adicionales, estos quedarían al margen del proceso participativo. No obstante, el punto planteado queda consignado como arista de interés para futuros análisis más amplios del problema. Una iniciativa del Referente al punto 2: Se acoge la observación, quedando plasmada en elMinisterio documento en la de sección de revisión de resultados de planificación de la ronda de trabajo 2.2.

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