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División de Energías Renovables Ministerio de Energía Gobierno de Chile
RESUMEN
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile El presente documento tiene por objetivo presentar antecedentes tanto técnicos como económicos de modo de determinar los impactos del desarrollo de las ERNC en Chile. Los resultados y análisis incluidos en el presente documento, forman parte del Proyecto "Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Interconectados de Chile” llevado a cabo en conjunto por el Ministerio de Energías y el Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH. En ellos se muestra que las ERNC resultan técnica y económicamente eficientes de integrar en nuestro país, y que su nivel de integración dependerá fuertemente de la evolución de los costos de inversión que puedan alcanzar estas tecnologías, y los precios internacionales de los principales combustibles fósiles que se utilizan en nuestro país. Asimismo, habida consideración de los riesgos asociados, en la medida que los criterios de decisión pasan desde neutralidad frente al riesgo hacia aversión al riesgo, tanto en costos como en precio de la energía, los resultados indican que una mayor participación de las ERNC reduce dichos riesgos. En consecuencia, se realizan recomendaciones para incorporar las ERNC en la matriz eléctrica nacional de forma eficiente y segura: necesidad de mayor flexibilidad, introducciones de modificaciones operacionales, incorporación de nuevo equipamiento en los CDECs, profundización del mercado de servicios complementarios, entre otros. Se indaga en aspectos de prospección de los recursos y aspectos operacionales derivados de la operación de corto, mediano y largo plazo de modo de robustecer los hallazgos y principales conclusiones emanadas a partir de los diversos estudios. 1
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
1. Introducción y motivación Chile se enfrenta a grandes desafíos para lograr un desarrollo sustentable, seguro y eficiente de su sector eléctrico. Los altos precios experimentados durante los últimos años, la disminución de nuevos proyectos de generación de base y el continuo crecimiento de la demanda eléctrica en el país, ponen de manifiesto las dificultades para alcanzar dicho desarrollo. Los análisis llevados a cabo por diversos sectores de la industria resultan categóricos: el sector eléctrico chileno se aproxima a grandes desafíos, con una amplia incertidumbre respecto de las fuentes energéticas que se desarrollarán en el sistema y la existencia de diversas temáticas en el ámbito regulatorio, técnico y económico que deben ser abordadas en el corto y mediano plazo. Por ello se hace necesario construir una visión compartida para el desarrollo futuro del sector energía con la validación social, política y técnica requerida para transformarse en la política energética de Estado que Chile necesita.
En el contexto de la integración de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), el Ministerio de Energía en conjunto con la GIZ, han llevado a cabo durante los últimos cuatro años el Proyecto “Estrategia de Expansión de las Energías Renovables en los Sistemas Interconectados de Chile”, de modo de disponer de antecedentes objetivos sobre la viabilidad del desarrollo de las ERNC para el apoyo a la toma de decisiones en política energética.
Para ello, se ha llevado a cabo un análisis crítico de la factibilidad técnico-económica de la incorporación de ERNC en los dos sistemas eléctricos mayores de Chile, orientado a través de una planificación de la expansión y operación de mínimo costo de generación y transmisión, para estudiar la operación del Sistema Interconectado Central (SIC) y del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) ante escenarios plausibles de penetración de ERNC1.
Este análisis ha implicado el desarrollo de diversas actividades, las cuales se ilustran en la Figura 1. Al respecto, las tareas fueron separadas en tres ámbitos: físico, económico y técnico. El
1
Estudios
desarrollados
por
el
Centro
de
http://www.minenergia.cl/documentos/estudios.html
2
Energía
de
la
Universidad
de
Chile
y
disponibles
en:
Resumen
ámbito físico, cuyo objetivo principal consiste en la determinación y caracterización del recurso renovable, involucró la puesta en marcha de redes de monitoreo orientadas a la evaluación del recurso solar en el Norte Grande y de zonas específicas con potencial eólico, el desarrollo de modelos meteorológicos, metodologías de reconstrucción climatológica, modelos de radiación solar, modelos hidro-metereológicos, modelos de análisis espacial y el desarrollo de herramientas de libre acceso.
Estudio dinámico
Plataforma de mediciones
Modelación Solar Modelación Hídrico
Recurso
Ámbito físico
SIG ERNC Modelo de análisis Espacial (MAE)
Sitios favorables
Modelación Eólico
Información geo-referenciada
Herramientas de libre acceso
Estaciones de medición y modelos meteorológicos
Instantáneo
Generación de escenarios de expansión de largo plazo
Pre-despacho Corto Plazo
Medidas sistémicas Mediano plazo
Planificación Ámbito económico
Viabilidad Ámbito técnico
Figura 1. Diagrama de actividades del Proyecto
La metodología utilizada en la evaluación del potencial de energías renovables se basa en una combinación de herramientas de modelación numérica del comportamiento del recurso renovable, con sistemas de información geográfico (SIG). Éstas permiten analizar las zonas del territorio con factibilidad de acoger las diversas tecnologías evaluadas, respetando las restricciones de uso de suelo que puedan existir. Los diversos desarrollos llevados a cabo permitieron caracterizar con el máximo potencial técnico y económicamente desarrollable en país, además de la obtención de perfiles de generación representativos por tecnología y zona (Ministerio de Energía 2014).
Durante el desarrollo del ámbito económico, y en virtud de los antecedentes de potencial de energías renovables obtenidos con anterioridad, se generaron una serie de escenarios futuros de expansión plausibles para la matriz eléctrica nacional. La determinación de dichos escenarios se llevó a cabo desde la óptica de un planificador centralizado, bajo la minimización del valor presente de los costos de operación, mantenimiento, administración e inversión de las 3
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
instalaciones del sistema eléctrico. Como base se utilizaron diversas referencias internacionales adaptadas a la realidad chilena, a objeto de caracterizar la evolución de los precios de combustible fósiles y las proyecciones sobre costos de inversión de las diversas tecnologías. Asimismo, se consideraron aspectos regulatorios sobre la incorporación de ERNC, información sobre proyectos en construcción y evaluación ambiental, potenciales de ERNC a lo largo del país, entre otros.
Al respecto, los resultados de la expansión de los sistemas SIC y SING, ya sea en forma aislada o interconectada, arrojaron incrementos de capacidad relevante en casi todas las tecnologías modeladas bajo algún escenario. Así, dados los márgenes de incertidumbre en costo y otras condicionantes del problema, se determinó que la participación de las ERNC pueda alcanzar un aporte energético entre 14% y 47% al año 2020 y de 15% a 56% el 2025, para ambos sistemas en conjunto.
Verificada la hipótesis que existen condiciones en las cuales las ERNC podrán alcanzar niveles importantes de participación en la matriz eléctrica futura, el análisis derivó a un ámbito técnico, cuyo objetivo consistió en establecer la factibilidad de incorporar niveles importantes de ERNC en la planificación y operación del sistema. Para ello se llevaron a cabo estudios de modo determinar los impactos tanto en el cortísimo plazo (desde milisegundos hasta 1 minuto), corto plazo (desde 10 minutos a 1 semana) y en el mediano plazo (mayor a 1 mes).
Las simulaciones de la operación efectuadas se enmarcan en la búsqueda de una operación económica de mínimo costo que respeta las restricciones técnicas de las unidades de generación y criterios operativos del sistema para alcanzar un suministro confiable, bajo los actuales estándares de suficiencia y seguridad. De esta manera, las simulaciones comprendieron la evaluación de la expansión del parque generación al 2020, verificándose:
Resultados de pre-despachos anuales con resolución horaria,
Análisis de operación intrahorarios,
Análisis de suficiencia sistémica; y
Estudios de estabilidad dinámica frente a contingencias siguiendo la normativa técnica vigente.
4
Resumen
Producto de los análisis efectuados se concluyó que, en los rangos estudiados, los costos adicionales derivados de la variabilidad e incertidumbre del recurso eólico/fotovoltaico producto de las restricciones del parque generador, son poco significativos. Ello implica que las conclusiones de la etapa de planificación se mantienen vigentes ante la introducción masiva de ERNC variable. En efecto, se concluyó que los mayores costos operativos (incremento en los encendidos y apagados del parque térmico, mayores niveles de reserva en giro, entre otros) se compensan producto de generación con bajos costos variables de operación.
En consideración del desarrollo de los tres ámbitos mencionados con anterioridad, el Proyecto ha permitido:
Llevar a cabo un análisis imparcial respecto del desarrollo de los sistemas interconectados en los próximos 20 años.
Identificar, cuantificar y caracterizar los recursos naturales en el país para el desarrollo de proyectos ERNC.
Determinar la planificación de expansión óptima del sector generación y transmisión bajo criterio de mínimo costo para el sistema y análisis de riesgo.
Determinar la viabilidad técnico-económica de contar con una alta penetración de ERNC en el sistema al año 2020.
El presente documento tiene por objetivo presentar los antecedentes utilizados durante las etapas de Planificación y Viabilidad descritas anteriormente, además de presentar las principales conclusiones emanadas del Proyecto y algunas recomendaciones para el desarrollo futuro de las ERNC en Chile.
2. Metodología e Hipótesis 2.1. Descripción metodológica La determinación de los impactos de la integración de ERNC a los sistemas eléctricos nacionales, comienza en la etapa de Planificación con el análisis y determinación del mix de generación y transmisión óptimo en el horizonte 2013-2030, mediante la resolución de un
5
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
problema de planificación centralizada. Considerando que distintas realizaciones futuras de la incertidumbre pueden configurar una matriz eléctrica diferente2, en esta etapa se evaluaron 36 supuestos de planificación. Cada supuesto de planificación ha generado un plan de expansión, que corresponde al producto de decisiones técnico-económicas tomadas por un modelo de optimización en base a un pool de centrales candidatas.
Al respecto, el objetivo que persigue la planificación centralizada corresponde a la minimización del valor presente actualizado de los costos de inversión, operación, mantención y administración de la totalidad de los elementos del sistema eléctrico, tomando en consideración el valor esperado sobre escenarios hidrológicos anuales.
Una vez determinado el potencial de incorporación de ERNC a los sistemas eléctricos nacionales, se procedió a la etapa de Viabilidad, de modo de evaluar la capacidad del SIC y el SING para absorber niveles importantes de generación ERNC variable (eólico y solar fotovoltaico). En consideración de ambos sistemas interconectados se dimensionó el efecto en costos de integrar tal nivel de ERNC variable siguiendo la metodología de análisis de la Figura 2.
Planificación de la expansión
Determinación del parque generador al 2020
Planificación de
Planificación de
Despacho
la operación de
la operación de
horario sin
largo plazo
largo plazo
restricciones
Predespacho
interanual
intranual
SIC-SING
SIC y SING
Solución estacionaria: determinación del valor del agua embalsada
Cotas embalses / restricciones de cuenca
Programa de transferencias SICSING
Figura 2. Metodología para la determinación de impactos operacionales de incorporación ERNC variable.
Al respecto, se llevó a cabo una evaluación técnica y económica con resolución horaria de ambos sistemas SIC y SING conectados. En primer lugar se evaluaron los impactos en planificación de la operación de largo plazo interanual, con una resolución mensual de 5
2
6
Ver 2.7 Casos de Estudio
Resumen
bloques, para 51 hidrologías y con un horizonte de estudio de 9 años. Ello permitió establecer una solución estacionaria de modo de determinar el valor del agua embalsada al final del quinto año de análisis.
Dado que los análisis de pre-despacho necesarios para la evaluación se ejecutan con un horizonte semanal, es necesario determinar el correcto uso del agua en dicha escala de tiempo. Para ello se lleva a cabo nuevamente una planificación de la operación, con mayor preponderancia en el estudio de los fenómenos intranuales. Tal simulación se ejecuta considerando un horizonte de 5 años, con una resolución semanal para el primer año y una resolución mensual para los 4 años posteriores. A partir de lo anterior, se determinan las cotas de los embalses para todas las semanas de operación del año sujeto al análisis. Posteriormente, se realiza un despacho simplificado de todo el parque SIC-SING a modo de determinar el programa de transferencias entre ambos sistema. Finalmente, se ejecuta la planificación de la operación de corto plazo a través de la ejecución del pre-despacho de ambos sistemas de modo de capturar con el mayor nivel de detalle posible las vicisitudes de la operación de corto plazo con un alto nivel de penetración de ERNC.
Con ello es posible verificar los supuestos del modelo de planificación, y determinar si los costos operacionales adicionales por incorporación masiva de ERNC a la red, producto de una caracterización operacional más detallada, podrían afectar los resultados económicos determinados en la etapa de Planificación. Junto con ello se corrobora la capacidad técnica, desde un punto de vista de análisis estático, de los sistemas SIC y SING para incorporar niveles importantes de energías renovables de carácter variable.
2.2. Simplificaciones El enfoque considerado durante la ejecución de la etapa de Planificación es determinístico. Se utiliza un modelo de optimización que minimiza en forma conjunta un plan de inversiones en generación y transmisión, sujeto a una operación de mínimo costo, para un escenario predeterminado de todas las series de tiempo de parámetros que intervienen en el proceso. Entre estos parámetros se encuentran típicamente la evolución de los costos de inversión y operación de las unidades de generación, demanda eléctrica, disponibilidad de unidades y 7
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
entrada de proyectos específicos. Desde el punto de vista de la planificación de las decisiones de inversión, las características de la modelación se resumen como sigue:
Planificación centralizada determinística conjunta del SIC y del SING.
Horizonte de evaluación de 20 años con periodos de decisión de inversión trimestrales.
Decisiones de expansión de la generación en la forma de fecha de entrada de proyectos específicos (representación binaria) e incrementos anuales de capacidad asociada a potenciales tecnológicos de expansión en variable continua.
Decisiones de expansión de la transmisión en la forma de fecha de entrada de proyectos específicos (representación binaria).
No considera repotenciamiento de centrales de embalse.
No se consideran nuevas tecnologías en transmisión (FACTS) ni en generación (sistemas de almacenamiento tipo centrales hidráulicas de bombeo o baterías).
En horizontes largos, el problema de optimización resultante puede alcanzar enormes dimensiones sólo para efectos de representar adecuadamente la operación del sistema. Por ello, es necesario introducir simplificaciones que permitan su solución en tiempos computacionales abordable. Las principales características de las capacidades de representación de la operación de los sistemas son las siguientes:
Costo esperado anual calculado sobre la base de 180 condiciones de operación por año.
Despacho multinodal sin pérdidas de transmisión, tipo transporte con representación de la transmisión reducida a principales nodos y tramos, conformando un sistema con 9 nodos y 8 tramos.
Agrupamiento de centrales existentes de similar tipo, costo operativo y nodo.
Variabilidad de la operación tratada a través de subescenarios de generación/demanda a escala trimestral de curvas discretizadas por bloque.
Curva de demanda de 5 bloques por trimestre con bloque de demanda alta y nocturna explícitos.
Perfiles de generación eólica con 3 escenarios no correlacionados de días tipo de generación por trimestre: alto, medio y bajo.
Perfiles de generación hidráulica con 3 condiciones hidrológicas anuales correlacionadas por cuenca.
8
Representación simplificada de embalses y series hidráulicas existentes en cuencas.
Resumen
Coordinación hidrotérmica con manejo del agua embalsada simplificada a través de enfoque anticipativo dentro del año y desacoplamiento interanual vía cota esperada.
No se consideran los costos adicionales por un eventual incremento de periodicidad de mantenimientos, ni tampoco seguros por mayor estrés en las máquinas térmicas. Asimismo, no se incluye efecto de rampas de arranque/detención, ni uso de estados intermedios de máquinas térmicas (tibio, caliente).
Por otra parte, la presencia en un sistema de grandes embalses con capacidad de regulación estacional y anual introduce una complejidad adicional al problema de operación. Esto es, la adecuada administración del agua almacenada con la finalidad de minimizar el costo operativo del sistema sujeto a la incertidumbre de la hidrología, lo que se conoce en la literatura como problema de coordinación hidrotérmica. Las simplificaciones al respecto de la operación hidrotérmica son las siguientes:
Desacoplamiento interanual: se desacoplan las cotas de los embalses entre años hidrológicos suponiendo que todos inician el año hidrológico en su valor esperado. Con esto se condicionan las transferencias de agua de un año a otro, por lo que los costos de operación en el horizonte serán mayores. No obstante, debido a que el tamaño relativo de los grandes embalses en el SIC se ha ido reduciendo, la incidencia de esta simplificación se reduce en el largo plazo. Además, no se vislumbra la entrada de embalses o lagunas con capacidad de regulación interanual en el SIC.
Determinismo interanual en la hidrología: el modelo supone conocida la hidrología en cada año. Los costos de operación serán más bajos que en la realidad porque equivale a suponer que el almacenamiento y uso del agua de los embalses es perfecto. Este criterio es el mismo usado por el modelo OSE 20003 y difiere del usado en PLP4, donde este último si considera incertidumbre hidrológica al interior del año. No obstante, en un contexto de planificación energética de largo plazo los efectos de la diferencia de criterios puede considerarse bajo.
3
Modelo de operación usado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en los procesos de fijación de precios de nudo.
4
Modelo de planificación de la operación usado por el CDEC-SIC para programar la operación de mediano y largo plazo.
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Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
Por otra parte, las simplificaciones realizadas en la etapa de Viabilidad son las siguientes:
Operación con pre-despacho determinístico de resolución horaria análogo a modelo CDEC PLP (PCP), con mayor capacidad para abordar restricciones del parque generador.
Modelación detallada del parque según parámetros enviados por CDEC-SIC.
Modelación de potencia mínima y tiempos mínimos de operación, aporte máximo a reservas (Control Primario de Frecuencia CPF y Control Secundario de Frecuencia CSF) y costos de partida/detención.
No se optimiza pero se contabilizan mayores costos de operación en máquinas térmicas por pérdida de eficiencia.
Se modela explícitamente embalses pequeños (regulación diaria e intradiaria) y cuencas más pequeñas que hoy en día suelen autodespacharse.
El SING se modela en el predespacho sólo a través de la programación de la transferencia sin participación en reservas, ni regulación adicional.
Supone AGC, reservas distribuidas y dimensionamiento dinámico de reserva secundaria.
Participación CPF y CSF sólo unidades hidro de embalse grande y unidades térmicas mayores.
Restricción de reserva en giro mínima: histórica CDEC-SIC (CPF + CSF) con adición de reserva secundaria adicional para absorber error de pronóstico y variación intrahoraria eólica.
Monto de reserva secundaria asociado a la incertidumbre eólica cubre el 99.87% de las variaciones intrahorarias.
2.3. Proyecciones de demanda La distribución geográfica y temporal de la demanda se estima a través de curvas horarias proporcionadas por los CDEC para el año 2009. Cada trimestre es representado por un día típico. Este análisis se lleva a cabo para cada uno de los 9 nodos representados en el modelo.
De modo de lograr la mejor caracterización de los perfiles, se considera que el factor de carga anual se mantiene constante durante el horizonte, por lo que los perfiles de demanda aumentan proporcionalmente según el crecimiento proyectado por la Comisión Nacional de Energía 10
Resumen
(CNE) en la fijación de precios de nudo de abril de 2013 (para SIC y SING). Estas proyecciones llegan hasta el año 2023, a partir del cual se asume una tasa de crecimiento constante, igual a la de éste último año. El crecimiento de la demanda de ambos sistemas eléctricos se resume en la
9.0%
180,000
8.0%
160,000
7.0%
140,000
6.0%
120,000
5.0%
100,000
4.0%
80,000
3.0%
60,000
SIC
SING
Tasa de Crecimiento SIC
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
0.0% 2018
0
2017
1.0% 2016
20,000 2015
2.0%
2014
40,000
Tasa de crecimiento (%)
200,000
2013
Energía (GWh)
Figura 3.
Tasa de Crecimiento SING
Figura 3. Proyección de la demanda eléctrica por sistema
2.4. Estimación de potenciales de recursos naturales Para estimar el potencial de los recursos naturales que puedan contribuir a la generación eléctrica en Chile, se aplicaron distintas metodologías. Cada una se diferenció considerando los proyectos en desarrollo, la información nacional e internacional disponible y el estado de desarrollo de las distintas tecnologías. En el caso de los mayores potenciales (eólico, solar e hidroeléctrico), éstos se estimaron en consideración de las metodologías descritas extensamente en (Ministerio de Energía 2014) publicado por el Ministerio de Energía y GIZ en 2014. Por su parte, el potencial de biomasa y geotermia se limita a las obras recomendadas en el informe de precio de nudo de abril de 2013.
La Tabla 1 resume el potencial de expansión por tecnología para la generación eléctrica para los distintos recursos naturales, con su distribución geográfica y el factor de planta por zona. La variación de los potenciales en el tiempo da cuenta de los plazos de desarrollo de proyectos en Chile durante los últimos años. La zona geográfica descrita corresponde a la barra de conexión considerada para los proyectos candidatos incorporados en el modelo de optimización.
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Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
Tabla 1. Resumen de las potenciales de expansión modelados para las tecnologías renovables.
Tecnología
MiniHidro
Hidro Pasada
Fotovoltaica
Cilindro Parabólica
Eólica
Biomasa CHP
Geotermia Flash
Zona SIC Centro SIC CentroSur Ancoa SIC CentroSur Charrúa SIC Sur SIC Centro SIC CentroSur Ancoa SIC CentroSur Charrúa SIC Sur SIC Norte SIC Centro Norte SING Norte SING Centro SING Sur SIC Norte SIC Centro Norte SING Centro SIC Norte SIC Norte SIC Centro Norte SIC Centro Norte SIC Centro SIC CentroSur Charrúa SIC CentroSur Charrúa SIC Sur SIC Sur SIC Sur SING Centro SING Sur SIC CentroSur Ancoa SIC CentroSur Charrúa SIC CentroSur Charrúa SING Norte
…: no tiene límite superior
12
FP máx 58%
2015 (MW) 14
2020 (MW) 286
2025 (MW) 286
2030 (MW) 286
58%
6
401
401
401
57% 64% 53%
31 126 0
749 1776 0
749 1776 892
749 1776 892
53%
0
319
1575
1575
59% 64% 30% 27% 31% 31% 31% 64% 56% 67% 41% 37% 37% 29% 32%
0 0 … … … … … 0 0 0 99 0 540 750 30
136 848 … … … … … … … … 699 4600 780 750 30
1773 3400 … … … … … … … … 699 4600 780 750 30
1773 3400 … … … … … … … … 699 4600 780 750 30
37%
160
1010
1010
1010
28% 37% 38% 42% 36% 37%
470 207 0 53 990 0
470 644 1600 66 4260 5200
470 644 1600 66 4260 5200
470 644 1600 66 4260 5200
85%
0
35
35
95
85%
0
9
18
27
85% 85%
0 0
120 0
240 80
480 160
Resumen
2.5. Caracterización temporal 2.5.1. Energía eólica El potencial de energía eólica se caracteriza a través de simulaciones de la atmósfera de acceso público5, mediante el cual se obtuvo datos de viento horarios para el año 2010, con una resolución horizontal de 1 km x 1 km y 41 niveles verticales, desde la frontera norte de Chile y hasta la Isla Grande de Chiloé.
A partir de las series de viento horarias se estimó la producción de los proyectos eólicos sometidos al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), los cuales fueron luego agrupados de acuerdo a su localización geográfica y niveles de producción. Además, se estimó la capacidad instalable (MW), con su respectivo factor de planta, para aquellas zonas con alta probabilidad de desarrollo que todavía no contaban con proyectos en el SEIA. Para dichas zonas de análisis se aplicaron diversas restricciones territoriales por medio de sistemas de información geográfica de modo de caracterizar aquellas zonas de desarrollo plausible. Para estos efectos, se consideraron los proyectos ingresados a tramitación ambiental hasta principios de noviembre de 2012, y sólo aquellas zonas y conjunto de proyectos cuyo factor de planta fuese 30% como mínimo.
Para lograr una buena representación de las características del viento en los modelos de análisis de largo plazo, se opta por representar variaciones estacionales del recurso de forma trimestral. De esta forma, cada trimestre se representa por 15 días típicos, agrupados en 3 condiciones de aporte distintos: eólico alto, promedio y bajo, siendo el aporte promedio el de mayor probabilidad. Esta metodología se aplica para cada zona de potencial eólico estudiado. La Figura 4 ilustra los resultados obtenidos de la caracterización antedicha para la zona de Taltal.
5
Visitar Explorador de Energía Eólica en web www.minenergia.cl o http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Eolico2/
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Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
2.5.1. Energía solar El potencial de energía solar se divide entre las tecnologías de solar fotovoltaica (PV) y solar de concentración (CSP). En términos generales, se simuló la radiación solar horaria (global y directa) para el periodo 2010-2011, con resolución de 1 km x 1 km, desde la frontera norte de 0.8 Generación (p.u.)
0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 1
2
3
4
5
6
7
Aporte ERNC Alto
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Aporte ERNC Medio
Aporte ERNC Bajo
Figura 4. Días típicos de generación eólica en la zona de Taltal para el primer trimestre del año
Chile hasta la Isla Grande de Chiloé, basada en una metodología de interpretación de imágenes satelitales en combinación con modelaciones de los procesos en los que la radiación solar es modificada por la atmósfera6.
La estimación de la producción de energía de proyectos fotovoltaicos se realizó mediante una metodología especialmente definida para tal fin, que utiliza las series de radiación global horizontal (GHI) simuladas. La estimación para proyectos CSP se llevó a cabo por medio de una relación entre la producción del proyecto y la radiación directa normal (DNI) promedio mensual obtenida de casos seleccionados. Sobre los datos de radiación se aplicaron restricciones territoriales para definir posibles emplazamientos de centrales solares mediante sistemas de información geográficos. De esta forma, se definieron proyectos fotovoltaicos con seguimiento solar este-oeste en un eje horizontal. La central CSP simulada corresponde a una del tipo cilíndrico parabólica con 11,5 horas de acumulación (múltiplo 3 del campo solar).
6
Ver Explorador de Energía Solar en web www.minenergia.cl o http://ernc.dgf.uchile.cl/Explorador/Solar2/
14
Resumen
Debido a una menor variación intradiaria del recurso solar (en comparación al viento) la generación solar es modelada con un día típico por trimestre para cada zona geográfica. La
0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0
Generación (p.u.)
Generación (p.u.)
Figura 5 ilustra los perfiles solares utilizados para PV y CSP.
1
3
5
7
9
11 13 15 17 19 21 23
0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 1
3
5
7
9
11 13 15 17 19 21 23
Trim 1
Trim 2
Trim 1
Trim 2
Trim 3
Trim 4
Trim 3
Trim 4
(a) Fotovoltaico
(b) Concentrador Solar de Potencia
Figura 5. Días típicos por trimestre para PV y CSP en la zona SIC Norte
2.5.2. Energía hidráulica La capacidad de expansión de la hidroelectricidad se determinó a través de simulaciones hidrometeorológicas de los caudales diarios para el periodo 1990 – 2009 desde la cuenca del Río Aconcagua hasta la del Río Puelo, ambas incluidas, más la Isla Grande de Chiloé. Adicionalmente, se identificaron diversos potenciales para centrales hidroeléctricas a partir de derechos de aprovechamiento de aguas no consuntivos. Con dicha información se aplicaron restricciones territoriales para el emplazamiento de centrales mediante sistemas de información geográficos. Para estos efectos sólo se consideraron nuevas centrales de pasada. No se incluyen embalses en el análisis, más allá de los actualmente operativos y en construcción. Las centrales fueron agrupadas por rangos de latitud, cuyos resultados se resumen en la Tabla 2.
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Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
Tabla 2. Potenciales hidroeléctricos por latitud y categoría de tamaño.
Latitud 32º a 35º S 35º a 36.5º S 36.5º a 38º S 328 a 42º S (con Chiloé) Total
Cantidad de Centrales 0.1-20 20-100 >100 Total MW MW MW 46 26 4 76 83 23 6 112 173 28 6 207 538 840
36 113
9 25
583 978
Capacidad instalable (MW) 0.1-20 20-100 >100 Total MW MW MW 272 837 597 1706 382 737 838 1957 756 990 1155 2901 1817 3227
1529 4093
2015 4605
5361 11925
La variabilidad hidrológica se incluye al modelo a través de series anuales de caudal con resolución trimestral para cada central hidroeléctrica modelada. Se representan tres condiciones hidrológicas anuales. Ordenando los años hidrológicos (de 1960 a 2009) por su caudal medio anual desde el más seco al más húmedo, la clasificación es como sigue:
Hidrología Seca: con peso de 6% corresponde al promedio de los años hidrológicos más secos de la estadística.
Hidrología Media: con peso de 80% corresponde al promedio de los siguientes años hidrológicos más húmedos de la estadística.
Hidrología Húmeda: con peso de 14% corresponde al promedio de los años hidrológicos más húmedos de la estadística.
2.6. Recopilación de información económica 2.6.1. Proyecciones de precios de combustible En cuanto a la proyección de precios de combustibles fósiles, los escenarios aquí presentados provienen desde un ajuste realizado a los precios de nudo de abril de 2013, con las proyecciones de Purvin & Gertz, utilizadas en el precio de nudo de Octubre de 2012. Los resultados obtenidos se presentan de manera resumida en la
16
Resumen
Tabla 3. Costo de combustible por escenario.
Combustible Carbón Diesel GNL
Escenario Medio Bajo Medio Bajo Medio Bajo
Unidad [US$/Ton] [US$/Ton] [US$/m3] [US$/m3] [US$/MMBtu] [US$/MMBtu]
2013 102.3 102.3 848.8 848.8 8.8 8.8
2015 102.8 113.5 840.9 966.9 8.6 9.0
2020 106.5 91.4 925.7 536.9 9.7 9.5
2025 108.0 93.0 965.7 557.8 10.1 9.7
2030 108.0 93.0 965.7 557.8 10.1 9.7
2.6.2. Proyección de costos de inversión por tecnología Los costos unitarios de inversión, operación (fijos variables y no combustibles) y su proyección, se obtienen de un procedimiento diferenciado por tipo de tecnología, que se consigue analizando diversas referencias nacionales e internacionales, conjugando vigencia de la referencia y madurez de la tecnología.
En los casos hidráulicos y biomasa se tomó como referencia los costos más recientes declarados por proyectos en el SEIA al año 2013 y se proyectan en forma constante en el horizonte. Para las tecnologías renovables el procedimiento es específico para cada tecnología, teniendo como referencia inicial el promedio de los costos declarados por los proyectos más recientes ingresados al SEIA, proyectados según el promedio de la tendencia del costo respectivo prevista en referencias internacionales. Proyecciones adicionales sobre el costo de desarrollo y su proyección se obtienen de los extremos máximos y mínimos de las mismas referencias ( Agencia Internacional de Energía (IEA) 2012) (Bloomberg New Energy Finance Noviembre 2012) ( National Renewable Laboratory (NREL) Febrero 2012). Los resultados obtenidos se presentan en la Tabla 4 siguiente.
2.7. Casos de Estudio De manera de abarcar la incertidumbre inherente de los sistemas eléctricos, y tal como fue mencionado con anterioridad, los análisis han contemplado el estudio de diversos escenarios. Los escenarios que se abordan en el estudio corresponden a la conjugación de múltiples evoluciones de precios de combustibles, variaciones en el costo de inversión de las tecnologías ERNC y el valor esperado del aporte hidroeléctrico, las cuales son tratadas por medio de 17
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
escenarios que cubren el rango plausible en que se mueven dichas proyecciones. Adicionalmente, existen condicionantes a la expansión, correspondiente a decisiones sobre la concreción de proyectos específicos, los que son tratados con escenarios del tipo con y sin el proyecto (como el caso de la incorporación de Hidroaysén y la concreción del proyecto de interconexión SIC-SING).
Con respecto a los costos de inversión de las tecnologías ERNC, se definen 3 escenarios: Alto, Medio o tendencial y cuyos valores se pueden observar en (C. d. Energía 2013). En relación con las proyecciones del precio de los combustibles se conforman los siguientes escenarios:
Tabla 4. Costo de inversión por tecnología y escenario (USD/kW)7.
Tecnología Eólico
CSP* Fotovoltaic o** Geotermia Biomasa Hidráulico Carbón CC GNL CA GNL Diesel
Escenario Medio Alto Bajo Medio Alto Bajo Medio Alto Bajo Medio Alto Bajo Todos Todos Todos Todos Todos Todos
2013 1990 2433 1433 6805 10239 5787 2185 2491 1666 4157 4714 2787 2551 2915 2103 1075 651 619
2015 1852 2367 1367 6703 10087 5701 2049 2336 1563 4157 4714 2787 2472 2915 2103 1064 651 619
2020 1611 2200 1200 6436 9698 5482 1740 1984 1327 4157 4714 2787 2275 2915 2103 1038 651 619
2025 1585 2200 1200 5835 9006 5090 1634 1864 1246 4157 4714 2787 2275 2915 2103 1027 651 619
2030 1530 2200 1200 5234 8115 4586 1546 1763 1179 4157 4714 2787 2275 2915 2103 1015 651 619
*Proyecto cilíndrico parabólico, factor campo solar 3, 11,5 hrs acumulación. ** Seguimiento en un eje horizontal. No incluyen costos de redes de interconexión.
Precio del GNL con recargo de regasificación referido a un terminal terrestre o a un terminal flotante.
7
Precio internacional del GNL, Alto y Bajo.
Precio no incluye costo de conexión a la red.
18
Resumen
Precio internacional de todos los combustibles Alto, Medio y Bajo.
Para el costo de los combustibles fósiles se proyectaron tres escenarios correlacionados (alto, medio y bajo), en donde el escenario medio corresponde a la proyección realizada por la Comisión Nacional de Energía (C. N. Energía 2013). Mayor información respecto de los supuestos utilizados en las simulaciones pueden encontrarse en (C. d. Energía 2013).
A esto se incluye la realización de la interconexión entre el SIC y el SING, según los parámetros de los estudios publicados por la CNE, y de la misma forma la incorporación dentro del plan de obras las centrales de Aysén pertenecientes a Endesa y a Energía Austral.
Finalmente, se introduce un escenario de reducción del aporte de energía hidráulica esperado al sistema en un 12,4%, en la forma de una mayor frecuencia o probabilidad de ocurrencia de años secos. Este valor corresponde a una estimación conservadora, bajo criterio de 99% de excedencia, del valor esperado de la afluencia hídrica a las centrales hidroeléctricas del SIC para un periodo de 10 años, obtenido a partir de un análisis de la estadística hidrológica de 51 años empleada por la CNE en el cálculo de precio de nudo de Abril de 2013.
Con la finalidad de sensibilizar el problema de expansión se determinan planes de expansión para cada escenario conjunto, los que se denominan supuestos de planificación. Debido a la naturaleza combinatorial del cruce de escenarios derivados de las proyecciones, el estudio sólo aborda el subconjunto de ellos considerados de mayor interés, evitando combinaciones percibidas de baja factibilidad. Asimismo, cada ejercicio de planificación, dada la posibilidad de interconexión, involucra a ambos sistemas por separado y en conjunto, elevando aún más el número de escenarios.
Si bien en el desarrollo del estudio fueron considerados 36 escenarios de supuestos durante la etapa de Planificación, a objeto de mantener una presentación clara de los principales hallazgos, el presente documento de trabajo ilustra sólo los resultados de 7 casos de estudio. En la Tabla 5 se indican los escenarios que han sido escogidos. En particular se analizan aquellos escenarios con la puesta en servicio de la interconexión SIC-SING de 1500 MW al año 2020 y sin considerar la entrada en operación del proyecto de Hidroaysén. 19
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
Tabla 5. Escenarios de análisis considerados
Caso Caso I Caso II Caso III Caso IV Caso V Caso VI Caso VII
Costo de inversión ERNC Alto Alto Bajo Bajo Medio Medio Medio
Precio combustibles fósiles Alto Medio Alto Medio Alto Medio Medio
Precio GNL Alto Medio Alto Medio Alto Alto Medio
3. Principales resultados 3.1. El rol de las ERNC en la composición de la matriz eléctrica futura En esta sección se sintetizan los principales resultados obtenidos en los ejercicios de planificación. Si bien para cada escenario considerado se dispone de resultados amplios y detallados en cada una de las dimensiones del problema en lo económico y técnico, en esta sección se presentan sólo sus cualidades más relevantes resumidas a través de indicadores que sintetizan aspectos de interés, tales como: costos globales y su composición, suficiencia de suministro y emisiones.
La Tabla 6 muestra la capacidad instalada adicional al año 2013 por tecnología para los distintos casos de estudio, en diversos años de interés. Asimismo, la Tabla 7 muestra la participación total por tecnología de las distintas tecnologías en la composición de la matriz eléctrica.
En primer lugar es posible observar que en virtud de los múltiples escenarios futuros de los principales parámetros de interés mencionados anteriormente, la composición eficiente de la matriz eléctrica variará fuertemente en base a dichos supuestos. Es posible indicar que el desarrollo de la matriz eléctrica futura dependerá principalmente de tecnologías en base a carbón, GNL, hidroelectricidad, eólicas y solares supeditada fuertemente de los costos de desarrollo de cada tecnología.
La dispersión de los resultados permite visualizar un mayor nivel de incertidumbre en el desarrollo de tecnologías tipo eólica y solar, y en menor grado para la hidroelectricidad en escala considerable, carbón y GNL. Ello se ilustra en la Figura 6, donde se muestra la capacidad 20
Resumen
instalada máxima y mínima por tecnología para el año 2025 y 2030. Los resultados sugieren una fuerte competencia entre el desarrollo solar y eólico durante la presente década y los años venideros.
Dado lo anterior, es esperable que la participación de las ERNC varíe fuertemente desde el punto de vista de un planificador centralizado. En efecto, los resultados muestran una variación en el nivel de penetración de energías renovables para el año 2025 de entre un 20% y un 56% de participación en la generación de electricidad. En el mismo sentido, la Figura 7 ilustra la dispersión de la participación de las ERNC en la matriz eléctrica nacional según aporte energético anual en la matriz eléctrica.
Los resultados obtenidos indican que incluso en condiciones tendientes a la baja de los costos de combustibles, y de manera conjunta con un alza en los costos de desarrollo de tecnologías renovables, pareciera razonable alcanzar niveles de participación de fuentes ERNC cercanos al 20% como lo estableciese la ley 20.698 del 2013.
En orden decreciente de monto de nueva capacidad bruta instalada al 2025, como promedio entre los escenarios de sensibilización del problema y excluyendo obras en construcción, las tecnologías se ordenan de la siguiente forma: eólica, hidráulica ERNC, hidráulica convencional, térmica carbón, térmica GNL, geotermia, solar y biomasa.
El incremento de capacidad ERNC no hidráulica está liderado por la tecnología eólica, con aumento relevante en escenarios con proyecciones de costo de inversión medio a bajo o con proyecciones del precio de los combustibles medio a alto. La entrada relevante de energía solar se produce más bien en la segunda década del horizonte, con énfasis hacia el final de éste, con mucha mayor participación de tecnología fotovoltaica por sobre la térmica de concentración y sólo en los escenarios con proyección de costo de inversión ERNC bajo. Por su parte la geotermia suele desarrollarse hasta el límite del potencial de expansión modelado, en la mayoría de los escenarios.
21
Resumen
Tabla 6. Capacidad instalada adicional por tecnología (MW)8 Caso I 2025 2030 MW MW
Año
2020 MW
Carbón
401
401
401
506
2020 MW
Caso II 2025 2030 MW MW 2747
6601
2020 MW 401
Caso III 2025 2030 MW MW 401
401
2020 MW 401
Caso IV 2025 2030 MW MW 401
401
2020 MW
Caso V 2025 2030 MW MW
401
401
401
2020 MW
Caso VI 2025 2030 MW MW
2020 MW
Caso VII 2025 2030 MW MW
806
2732
5213
401
1888
3986
GNL
229
1531
4540
298
635
635
170
2581
683
3686
223
2198
98
230
584
1205
Hidro
1090
4877
6711
585
1210
2032
585
585
2023
585
585
585
585
3347
4631
585
585
1559
585
585
1088
Diesel
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
Eólica
800
800
800
767
767
767
9472
10704 12669
8861
9990
12114
3700
6995
9725
1433
3535
4026
1191
3540
4864
Minihidro
3256
3276
3276
2467
3276
3276
625
2508
3112
45
1638
2508
3252
3276
3276
2744
3192
3276
2370
3255
3276
Solar
66
310
541
66
374
557
3058
5775
9190
273
3608
7584
66
66
3447
66
67
1764
66
66
1997
80
160
80
160
120
360
640
120
360
640
120
360
640
120
360
640
360
640
16
16
16
60
94
138
16
94
138
94
138
94
138
94
138
Geotermia Biomasa
16
16
16
Total
5849
11282 16436
4696
9096
14035 14268 20510 30623 10292 17272 27525
8131
14675 24325
5761
10478 16583
4850
10285 17063
Total ERNC
4138
4482
4793
3316
4513
4776
Total Resto
1727
6816
11659
1396
4599
9275
13335 19441 25749 993
1163
60
60
60
9315
15690 22984
7198
10791 17226
4423
7248
9844
3687
7315
10915
5012
993
1676
4679
993
3978
7237
1398
3324
6877
1223
3064
6286
2030
2020
2030
2020
2030
2020
2030
2020
Tabla 7. Participación por tecnología en producción de energía(%)9 Caso I 2020
2025
2020
2025
Caso III 2030
2020
2025
Caso IV 2025
Caso V 2025
Caso VI 2025
Caso VII 2025
2030
Año
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
Carbón
31%
23%
20%
34%
40%
50%
19%
16%
13%
28%
22%
19%
28%
20%
17%
35%
39%
43%
33%
34%
37%
GNL
11%
15%
24%
15%
12%
10%
2%
3%
6%
8%
7%
10%
6%
6%
9%
8%
8%
6%
14%
11%
11%
Hidro
34%
42%
39%
32%
28%
23%
31%
25%
23%
31%
25%
19%
32%
36%
32%
32%
25%
23%
32%
25%
20%
Diesel
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
0%
ERNC
24%
20%
17%
19%
20%
17%
47%
56%
57%
33%
46%
52%
34%
37%
42%
24%
29%
28%
21%
29%
31%
8
Considera obras en construcción
9
Considera obras en construcción
22
Caso II 2030
14000
Capacidad instalda (MW)
Capacidad instalada (MW)
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
12000 10000 8000 6000 4000 2000 0
14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0
(a) Año 2025
(b) Año 2030
Figura 6. Dispersión en capacidad instalada por tecnología.
Participación ERNC
70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2020
2025
2030
Figura 7. Dispersión en participación de ERNC en la matriz eléctrica nacional.
La Tabla 8 muestra los principales estadísticos obtenidos a partir de las simulaciones computacionales realizadas, en consideración de los diversos escenarios de análisis llevados a cabo. Las columnas en gris destacan aquellos casos en los cuales se obtuvo un mayor desarrollo de ERNC. Debido a que las variables de interés corresponden a series de tiempo (típicamente anuales o trimestrales), en la mayoría de los casos los indicadores se obtienen como valor presente, usando la tasa de descuento tarifaria de 10%, del valor esperado sobre la hidrología anual10.
10
Al respecto, los estadísticos utilizados corresponden a:
23
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
Tabla 8. Principales estadísticos obtenidos (en gris aquellos casos con mayor desarrollo ERNC) Caso I
Caso II
Caso III
Caso IV
Caso V
Caso VI
Caso VII
Costo Inversión Generación (MMUSD)
14,623
11,089
12,481
9,748
14,878
12,579
11,795
Costo Inversión Transmisión (MMUSD)
670
504
587
532
614
503
499
Costo de Operación (MMUSD)
12,513
14,092
9,755
10,591
11,321
12,419
12,914
Costo Total (MMUSD)
27,806
25,685
22,823
20,871
26,814
25,502
25,208
Costo Medio (USD/MWh)
78
74
70
67
76
74
74
Precio Monómico (USD/MWh)
87.4
82.9
82.6
79.3
85.9
84.3
82.7
18.2
19.5
10.6
13.6
14.6
17.4
19.1
Margen de Reserva (% Dmax)
22.1
21.3
23.9
20.8
23.1
22.2
21.2
Factor sistémico emisión (tonCO2/MWh)
244.8
368.4
215.3
269.5
228.1
326.4
318.4
MWh)
Los resultados sugieren que el emplazamiento de nueva infraestructura de transmisión posee una baja representatividad en el costo total de desarrollo del sistema. Si bien, el caso con mayor participación de ERNC pareciera involucrar un mayor costo de inversión en transmisión, ello no tiene mayor relevancia. Por otro lado, cabe destacar que si bien los planes con preponderancia en ERNC involucran mayor inversión en generación, existe un balance natural con la reducción en los costos operativos.
Costo Operativo Actualizado: Valor presente de los costos (VPC) de operación variable de generación por periodo, en promedio ponderado por hidrología.
Costo de Inversión en Obras de Generación más COMA Actualizado: VPC Inversión y COMA de generación de unidades nuevas, de la serie de anualidades que se pagan en el horizonte.
Costo de Inversión en Transmisión más COMA Actualizado: VPC de Inversión y COMA de nuevas instalaciones de transmisión, de la serie de anualidades que se pagan en horizonte.
Costo Total Actualizado: Suma de todos los atributos anteriores sin considerar el déficit de ERNC, y diferenciado por sistemas interconectados.
Precio Medio Monómico: suma del costo marginal promedio respectivo y el pago por concepto de potencia de suficiencia por unidad de energía demandada.
Desviación Estándar del Precio Monómico: Desviación estándar sobre la hidrología del precio monómico.
Costo Medio Expansión: Valor presente del costo global dividido por el valor presente de la demanda.
Margen de Reserva Firme: Porcentaje de potencia instalada excedente por sobre la demanda máxima.
Factor de Emisiones Equivalentes: Corresponde al promedio anual de la división entre las emisiones de todas las tecnologías por sobre la energía generada y las pérdidas del sistema.
24
Resumen
Notar que aquellos casos con menor participación de renovables incrementan la volatilidad del costo marginal del sistema, e involucran desarrollos con un mayor factor de emisión sistémico.
3.2. Análisis de resultados 3.2.1. Caso III: Escenario con alta penetración ERNC Dentro de la amplia gama de resultados obtenidos a partir de las simulaciones de la planificación del sistema, ante diversos supuestos de planificación, existen casos en los cuales se puede visualizar el rol preponderante de las ERNC en la matriz eléctrica nacional.
En particular, el caso III presenta un alto incremento de potencia instalada ERNC en el SICSING al año 2030, valor que asciende a un 77% del total de la nueva capacidad. Dicho escenario fue simulado bajo los siguientes supuestos de planificación:
Bajos costos de inversión ERNC.
Escenario de proyecciones de altos precios de combustibles fósiles (carbón y diésel)11.
Escenario de altos precios de GNL, con costo de recepción, almacenamiento y regasificación dado por un terminal terrestre.
Con interconexión SIC-SING.
Sin opción de desarrollo hidroeléctrico en Aysén.
Hidrología anual esperada igual a la media histórica.
De los resultados obtenidos, se observa similitud en los costos de expansión de la transmisión troncal entre todos los planes, con cronograma de obras similar a lo propuesto por CNE en la primera mitad del horizonte. De esta forma, es posible señalar que la transmisión se convierte más bien una restricción que puede condicionar fuertemente el problema de la expansión, en contraposición a su baja incidencia en los costos globales.
11
Esto supone un precio de carbón de 102 USD/ton al inicio del horizonte y 155 USD/ton al 2030. En el caso del diésel un costo 849
USD/m3 el 2013 y 1320 USD/m3 al final del horizonte de planificación. En el caso de GNL se asume costo equivalente de 8.8 USD/MMBTU y 11.3 USD/MMBTU en el mismo periodo de tiempo. Las proyecciones realizadas corresponden a ajustes realizados sobre los precios de combustibles del Informe Definitivo de Precio Nudo de abril 2013 con las proyecciones de Purvin & Getz utilizadas en el proceso de determinación de precio nudo de octubre de 2012.
25
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
La Figura 8 muestra la evolución en términos trimestrales de la capacidad total en respuesta al crecimiento de la demanda, el costo marginal promedio trimestral y el margen de reserva de suficiencia (o firme). Se observa el comportamiento estacional del costo marginal derivado del comportamiento de la generación renovable y demanda con un valor que oscila en torno a 70 [US$/MWh]. El comportamiento a la baja del margen de reserva es común a todos los planes de expansión desarrollados, fenómeno que se explica en la desadaptación a la demanda del parque existente, con exceso de capacidad ineficiente en términos económicos, al inicio del horizonte. Así, en el largo plazo la potencia de suficiencia del sistema tiende a la demanda máxima.
DemandaMax
30000
[MW]
25000
Potencia Instalada
CMg
Margen P.Suf (%)
120 100 80
20000 60 15000 10000 5000 0
40
[US$/MWh] - [%]
35000
20 0
Figura 8. Evolución de la potencia instalada, demanda máxima, costo marginal y margen de suficiencia, caso con alta penetración ERNC en el SIC.
En cuanto a la evolución de la capacidad instalada por tecnología a lo largo del horizonte, cabe destacar que por estructura de costos a nivel de la planificación central, la tecnología minihidro (o hidráulica ERNC) es prácticamente indistinguible de la hidráulica convencional. La preferencia por una u otra depende más bien del factor de planta y correlación del perfil de caudales con el parque hidráulico existente. Hasta el año 2015, prácticamente toda la nueva capacidad corresponde a obras en construcción. En el periodo 2016 a 2022 la tecnología marginal de largo plazo corresponde a la eólica con una expansión considerable. En torno al
26
Resumen
2020 la solar fotovoltaica comienza a tener un desarrollo relevante. Tanto biomasa como geotermia se expanden hasta el límite del potencial supuesto.
La expansión de tecnologías basadas en combustible fósil se produce sólo en los primeros años y corresponde a obras en construcción, relegándose su desarrollo hacia los años finales del horizonte. Por otro lado, la expansión del GNL hacia el final del horizonte corresponde casi en su totalidad a centrales térmicas en ciclo abierto, que se incorporan principalmente como respaldo adicional al parque existente, dado el aumento de la generación renovable en la matriz. Esto se produce en forma particularmente coincidente con el incremento abrupto de capacidad fotovoltaica hacia el final del horizonte.
Debido a que la mayoría de los proyectos renovable (en construcción, prospección o zonas identificadas con alto potencial de desarrollo) se encuentran fuera de la zona centro del país, su desarrollo se efectúa en concordancia con las ampliaciones de la capacidad de transmisión troncal. La modelación binaria de las ampliaciones posibles, con restricción de fecha más cercana de entrada condiciona el desarrollo del parque generador, explicando en muchos casos la entrada de grandes bloques de potencia entre años consecutivos. En efecto, la expansión de la transmisión se presenta hasta el 2020 con la ampliación de los grandes corredores troncales correspondientes a obras recomendadas por los estudios de transmisión troncal vigentes.
En cuanto al cumplimiento del plan de expansión determinado de la ley 20.257 de 2008 y la ley 20.698 de 2013, es posible señalar que bajo este escenario la restricción sobre la participación ERNC en la generación se cumple dentro de todo el periodo de simulación.
En correspondencia con los incrementos de capacidad de las ERNC, el nivel de participación de este tipo de fuentes en la matriz de generación crece de forma considerable. En contraste, la generación basada en diésel y carbón no experimentan variación significativa reduciendo su participación relativa. En particular el nivel de generación diésel deja en evidencia su condición de tecnología respaldo con bajo factor de planta. En el caso del GNL se observa un aumento moderado de su participación luego de la conversión progresiva a GNL más económico de las centrales de ciclo combinado existentes que operan con diésel, o con gas a mayor costo, 27
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
alineándose su costo variable entre 2015 y 2019 con las proyecciones CNE de GNL en Chile. No obstante, su participación dista del límite de generación determinado por su capacidad instalada. Entre todas las tecnologías destaca el aumento de generación eólica al 2020 y el de mini hidráulica y solar fotovoltaica en la década siguiente. 3.2.2. Caso II: Escenario con baja penetración ERNC De forma de contrastar los resultados obtenidos en el Caso III, cuyos resultados evidencian un escenario plausible de alta penetración ERNC, a continuación se expone el análisis del caso con baja penetración ERNC.
Este escenario se caracteriza por bajo incremento de potencia instalada ERNC al año 2030, que asciende a un 34% del total de nueva capacidad. El escenario seleccionado fue simulado bajo los siguientes supuestos de planificación:
Altos costos de inversión ERNC.
Escenario de proyecciones de precios medios de combustibles fósiles (carbón y diésel)12.
Escenario de precios medios de GNL, con costo de recepción, almacenamiento y regasificación dado por un terminal terrestre.
Con interconexión SIC-SING.
Sin opción de desarrollo hidroeléctrico en Aysén.
Hidrología anual esperada igual a la media histórica.
Cabe destacar que comparativamente con el caso de alta penetración ERNC, en virtud de los estadísticos obtenidos, el valor presente del costo de transmisión troncal es 80 MMUS$ inferior, mientras que el precio monómico de desarrollo resulta similar. No obstante, el costo total de desarrollo obtenido es aproximadamente 2800 MMUS$ más costoso (12.5%), con un nivel de emisiones de CO2 equivalente del orden del doble con respecto al caso con alta penetración
12
Esto supone un precio de carbón de 102 USD/ton al inicio del horizonte y 108 USD/ton al 2030. En el caso del diésel un costo 849
USD/m3 el 2013 y 966 USD/m3 al final del horizonte de planificación. En el caso de GNL se asume costo equivalente de 8.8 USD/MMBTU y 10.1 USD/MMBTU en el mismo periodo de tiempo. Las proyecciones realizadas corresponden a ajustes realizados sobre los precios de combustibles del Informe Definitivo de Precio Nudo de abril 2013 con las proyecciones de Purvin & Getz utilizadas en el proceso de determinación de precio nudo de octubre de 2012.
28
Resumen
ERNC. Dichas comparaciones corresponden a análisis obtenidos directamente de las simulaciones mediante el modelo de planificación. El análisis de costos adicionales producto de una mayor granularidad temporal no es incluido13.
Si bien, el costo de inversión en nuevas líneas de transmisión y centrales generadoras es menor comparativamente hablando, el costo operacional basado en combustibles fósiles (incluso con un supuesto de precios medios) es considerablemente mayor (aproximadamente 43%), lo que tiene como consecuencia un costo total superior considerando la totalidad del horizonte de simulación.
La Figura 9 muestra la evolución en términos trimestrales de la capacidad total en respuesta al crecimiento de la demanda, los costos marginales promedio trimestrales y el margen de reserva de suficiencia (o firme).
DemandaMax
Potencia Instalada
CMg
Margen P.Suf (%)
30000
[MW]
25000
120 100 80
20000 60 15000 10000 5000
0
40
[US$/MWh] - [%]
35000
20
0
Figura 9. Evolución de la potencia instalada, demanda máxima, costo marginal y margen de suficiencia, caso con alta penetración ERNC en el SIC.
13
Tales como costos adicionales por mayor reserva operativa, costos de encendidos y apagados del parque térmico, impactos en los
costos variables no combustibles, ampliación completa del sistema de transmisión troncal, entre otros.
29
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
Para esta combinación de supuestos, el plan de expansión que minimiza el costo global se efectúa principalmente a base de carbón y en menor medida de centrales hidráulicas y mini hidráulica. La entrada de nueva capacidad térmica a carbón se inicial el 2020 a una tasa media de 400 [MW/año] brutos, mientras que la tecnología hidráulica y minihidro lo hace a partir del 2018 a una tasa media de 344 [MW/año]. Cabe destacar que el rezago de incremento de capacidad en los primeros años se compensa con el cambio de combustible y precio del GNL de los ciclos combinados existentes y los bajos precios de los combustibles supuestos en general.
Este plan de expansión requiere de pocas ampliaciones al sistema de transmisión, debido a que las zonas con posibilidades de instalación se encuentran cercanas a los puntos de demanda. Como consecuencia de lo expuesto, la expansión de la transmisión sólo se limita a las obras en construcción.
El comportamiento de la generación en la simulación con menor penetración de centrales ERNC cumple a su vez con las exigencias establecidas por la ley 20.257 y ley 20.698 hasta el año 2028.
En concordancia con los resultados mostrados, la generación está mayormente basada en tecnologías convencionales: carbón, hidráulica y GNL, con una fuerte dependencia del carbón hacia el final del horizonte. En el caso del GNL se observa un aumento moderado de su participación luego de la conversión progresiva a GNL más económico de las centrales de ciclo combinado existentes que operan con diésel, o con gas a mayor costo, alineándose su costo variable entre 2015 y 2019 con las proyecciones CNE de GNL en Chile. 3.2.3. Análisis de riesgo De forma adicional, los resultados obtenidos a partir de una planificación se complementan bajo un análisis de riesgo llevado a cabo para el horizonte 2016-2025. Para ello se evalúa y contrasta el desempeño de 6 planes de expansión, frente a cambios en la proyección del precio de los combustibles y una posible baja en el aporte hidroeléctrico futuro debido una mayor frecuencia de años secos. La evaluación conforma 36 situaciones de operación dado por el cruce entre escenarios y planes, los que se analizan desde el punto de vista de riesgo. Se utilizan criterios
30
Resumen
tales como minimax, valor medio, maximin y mean-var, comúnmente utilizado en la industria eléctrica.
Bajo criterios minimax y valor medio, el escenario seleccionado presenta una importante penetración de ERNC, alcanzando al año 2020 una participación del 21%, mientras la hidráulica convencional se empina por el 32% y la utilización de combustible fósiles por el 46%. Por su parte el escenario que minimiza el riesgo bajo criterios maximin y mean-var sugiere incluso una mayor participación de ERNC en la matriz eléctrica nacional, con una 13% de mayor participación en comparación con el plan seleccionado bajo los dos primeros criterios, y una reducción equivalente de participación de combustible fósil del -8% e hidráulica convencional aproximándose al -5%.
El plan inducido por una proyección media de costos de combustibles y un posible aporte hidroeléctrico futuro con mayor frecuencia de años secos presenta el mejor desempeño en costo medio y costo de oportunidad (arrepentimiento) siendo el seleccionado por criterios neutros frente al riesgo como la minimax y valor medio. Por su parte el plan inducido por proyección tendiente al alza de costos de combustibles y un posible aporte hidroeléctrico futuro con mayor frecuencia de años secos resulta el seleccionado por criterios de aversión al riesgo como maximin y mean-var. Asimismo este plan presenta el mejor desempeño en ámbitos relativos al precio (media, varianza, precio máximo), costo máximo y nivel de emisiones.
Así, en la medida que el criterio de decisión pasa de neutralidad frente al riesgo a aversión al riesgo, tanto en costos como en precio de la energía, los resultados sugieren incorporar una mayor participación de las ERNC.
3.3. Impactos operativos derivados de una mayor incorporación de renovables A continuación se presentan los resultados obtenidos en la etapa de Viabilidad, donde se lleva a cabo la evaluación de la capacidad del SIC y el SING para absorber niveles importantes de generación ERNC estocástica variable. Siguiendo los aspectos metodológicos presentados en secciones anteriores, el análisis se concentra en estudiar los impactos técnicos y económicos de
31
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
la incorporación de niveles importantes de ERNC en los procesos de programación y operación del sistema.
Los resultados acá presentados se basan en simulaciones computacionales considerando como base el plan de expansión determinado en el Caso IV, de gran participación renovable, seleccionando como caso de estudio el año 2020. En particular se analizan niveles de penetración eólica de 1500 MW en el SING y 5076 MW en el SIC. Asimismo, se consideran 1022 MW de participación fotovoltaica (plan denominado Plan Renovable).
A modo de comparación, los resultados operacionales obtenidos para la matriz antedicha se comparan con un plan base, con una participación preponderante de carbón, GNL y de centrales hidráulicas de pasada14. El aporte de ERNC corresponde a 1500 MW eólicos y 800 MW de energía solar fotovoltaica (plan denominado Plan Convencional). Este plan fue elaborado considerando las mismas simplificaciones utilizadas para el Plan Renovable, siguiendo los criterios de simulación de la etapa de Planificación. En términos se suficiencia, ambos planes resultan ser plenamente comparables. 3.3.1. Impactos económicos Los impactos económicos de una introducción masiva de ERNC en la planificación y operación de los sistemas eléctricos nacionales se verifican en distintas áreas. Al respecto, la Tabla 9 muestra el detalle de los costos de operación. El desglose corresponde a los costos de operación producto de la generación de energía eléctrica, los costos de encendido y apagado de centrales térmicas en frío y los costos por pérdida de eficiencia producto de una operación por debajo de la potencia nominal de las unidades.
14
Esto considera la entrada adicional a la capacidad instalada actual de 520 MW en centrales en base a carbón, 666 MW de GNL y
1400 MW en centrales hidráulicas de pasada.
32
Resumen
Tabla 9. Detalle de costos de operación en MMUSD (en gris casos con plan ERNC) Plan
Convencional
Renovable
Convencional
Renovable
Convencional
Renovable
Hidrología
Seca
Seca
Media
Media
Húmeda
Húmeda
Costo total operación
3691
2535
2642
1945
2167
1606
Costo de generación
3681
2513
2624
1899
2147
1547
Costo encendido/apagado
1
6
3
11
5
14
Costo pérdida eficiencia
9
16
14
34
15
45
Notar la importante baja de los costos operacionales totales producto de una mayor disponibilidad de energías renovables para todas las hidrologías ilustradas. Asimismo, tales reducciones se estrechan ante una mayor disponibilidad de agua para la producción eléctrica. Si bien en términos globales se obtiene una reducción relevante de los costos operacionales, se visualiza un alza relativa no menor de los costos de encendidos y apagados del parque térmico. De forma similar, los impactos producto de una operación por debajo del punto de máxima eficiencia del parque de generador tienden a aumentar los costos operacionales del sistema.
La Figura 10 muestra la participación por tecnología ante distintas condiciones hidrológicas. Se observa un aumento de los costos operacionales producto de la escasez de agua. Una condición hidrológica húmeda reduce los costos operacionales anuales en 1500 MMUSD en contraposición con una situación de estrechez importante de agua.
Notar el incremento de la participación del GNL en la matriz eléctrica en condiciones hidrológicas secas. Los resultados obtenidos sugieren la utilización de tales unidades de generación para lidiar con la variabilidad renovable en condiciones hidrológicas húmedas y operar prácticamente en base ante condiciones hidrológicas secas. En dichas condiciones, ante escasez de agua, las centrales hidroeléctricas asumen el rol de regulación, donde el sistema estresa su flexibilidad para incorporar ERNC en la matriz eléctrica.
La Tabla 10 muestra la distribución en la asignación de reserva en giro, mientras que la Tabla 11 el número de encendidos y apagados promedio anual del parque térmico. Los resultados obtenidos evidencian un mayor nivel de reserva producto de un mayor nivel de ERNC. Este incremento proviene del aumento de las unidades de carbón en la provisión de servicios complementarios de regulación de frecuencia, acompañado de una disminución del GNL en la 33
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
entrega de estos servicios. En todos los casos estudiados, se verifica un alza importante en la utilización de las centrales hidroeléctricas de embalse para llevar a cabo las tareas del Control de Frecuencia. 2500
90
Participación (%)
80
2000
70 60
1500
50 40
1000
30 20
500
10 0
Costo de operación (MMUSD)
100
0 1
3
5
7
9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Hidrología (más húmeda - más seca)
Eolica
Solar
Geotermia
Hidro Pasada
Biomasa
Carbón
GNL
Hidro Embalse
Costo Op
Figura 10. Generación por tecnología por hidrología (plan ERNC).
Horas
Monto (MW)
Tabla 10. Distribución de asignación de reserva en giro por tecnología (en gris casos con plan ERNC) Plan
Convencional
Renovable
Convencional
Renovable
Convencional
Renovable
Tecnología
Seca
Seca
Media
Media
Húmeda
Húmeda
Embalse
406
771
233
584
168
470
PV - Eólico
0
61
0
53
0
46
Carbón
147
226
129
323
135
349
GNL
250
198
334
241
400
256
Embalse
8403
8732
8083
8665
6745
8335
PV - Eólico
0
744
0
853
0
734
Carbón
24
1422
2173
4543
2298
6826
GNL
6127
7579
8338
8303
8758
8649
De la misma forma, el número de encendidos y apagados del parque térmico aumenta de manera considerable. En particular se evidencian aumentos importantes en los ciclos combinados de GNL. No obstante, en términos promedio se estima 1.5 encendidos/apagados
34
Resumen
semanales para dichas configuraciones, mientras que para la TG en Ciclo Abierto un promedio de 3.3 encendidos/apagados semanales. Tabla 11. Número de encendidos y apagados promedio anual por tecnología (en gris casos con plan ERNC) Plan
Convencional
Renovable
Convencional
Renovable
Convencional
Renovable
Tecnología15
Seca
Seca
Media
Media
Húmeda
Húmeda
Carbón
1.0
1.0
3.4
4.3
6.2
5.0
GNL-TG
145.2
102.3
86.6
132.0
62.2
188.7
GNL-CCGT
3.8
29.8
30.4
70.8
45.4
85.0
GNL-CCTV
4.0
29.4
30.6
67.8
45.4
82.6
Diesel
4.0
29.4
30.6
67.8
45.4
82.6
Embalse
572.3
538.0
413.6
373.4
206.3
183.1
4. Conclusiones y recomendaciones 4.1. Principales conclusiones 4.1.1. Ámbito de Planificación En concordancia con el espectro de supuestos de planificación los resultados de la expansión de los sistemas SIC y SING, ya sea en forma aislada o interconectada, arrojan incrementos de capacidad relevante en casi todas las tecnologías modeladas bajo algún escenario. Así, dados los márgenes de sensibilidad o incertidumbre en costo y otras condicionantes del problema, las ERNC pueden alcanzar una participación relevante en la matriz de generación eléctrica en rangos que van de 19% a 47% al año 2020 y de 20% a 56% el 2025, para ambos sistemas en conjunto.
Dados los niveles de penetración ERNC observados en la planificación, la ley 20.257 de 2008, con exigencia de 10% al 2020, se cumple en todos los casos. Una situación distinta se obtiene para la ley 20.698 en la que se encuentran situaciones bajo las que no se cumplen los porcentajes a lo largo del horizonte ni la meta de 20% al 2025. Estos casos corresponden a los escenarios de proyección de costo de inversión en ERNC altos con precio de los combustibles bajo y costo de inversión en ERNC medio con precio de los combustibles bajo (carbón o GNL).
15
TG: Turbina a Gas en Ciclo Abierto, CCGT: Ciclo Combinado – Turbina Gas, CCTV: Ciclo Combinado - Turbina Vapor.
35
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
A nivel de estructura de costos, las tecnologías hidráulica convencional y ERNC son casi indistinguibles bajo el supuesto que estas últimas tienen un desarrollo coordinado y armónico por cuenca hidrográfica, con el fin de minimizar el costo de transmisión adicional. Así, el modelo de planificación se inclina por una u otra en función del efecto sobre la reducción del costo del sistema que tienen los distintos perfiles de generación y su localización zonal.
En relación con la sensibilidad del precio medio de largo plazo de la energía, su valor se mueve entre los 77 y 90 US$/MWh, destacando la baja en la volatilidad del precio por hidrología en los escenarios con mayor participación ERNC no hidráulica.
La expansión de la transmisión en el SIC se inicia en la primera década del horizonte con las obras en construcción hasta el 2018 e incluye aquellas consideradas en proceso por CNE hasta el 2020. Estas ampliaciones posibilitan el ingreso significativo de generación fuera de la zona centro del SIC. En función del escenario, se recomienda refuerzos en torno a la mitad de la segunda década del horizonte, acorde con el desarrollo de potenciales solares y eólicos en norte y centro norte, o eólicos e hidroeléctricos en zonas centro sur a extremo sur. No obstante, el impacto económico de dichos refuerzos son menores, y se compensan con ahorros en generación. La diferencia en valor presente en el SIC entre el escenario con mayor y menor costo de transmisión troncal resulta de 233 MMUS$, lo que equivale, en el peor caso, a un 1% del costo total.
Finalmente se concluye que una alta participación de energías renovables en el SING y SIC es económicamente eficiente. Con la introducción algunas adecuaciones normativas y técnicas es posible alcanzar una operación confiable ante un escenario de incorporación importante de ERNC. 4.1.2. Ámbito de viabilidad En cuanto a las conclusiones obtenidas a partir de los ejercicios de planificación de la operación de corto y largo plazo es posible señalar que:
36
En los rangos estudiados la variabilidad e incertidumbre de eólico/fotovoltaico:
Resumen
o
Los costos adicionales obtenidos, derivados de las restricciones del parque generador, son poco significativos. Ello implicaría que las conclusiones de la etapa de planificación se mantienen vigentes ante la introducción masiva de ERNC variable.
o
Estos costos se compensan con la reducción de costo variables de operación.
o
La suficiencia del sistema se mantiene en niveles similares altos.
Así, bajo el escenario de costos supuesto, un incremento de la capacidad eólica en 5076 MW y fotovoltaica en 222 MW en el SIC minimiza el costo global de inversión y operación el 2020.
Lo anterior constituye una participación plausible, desde el punto de vista técnicoeconómico, de energía eólica de 22% y 1% de solar en la matriz de generación.
ERNC no hidro atenúa las diferencias operacionales entre hidrologías. Es posible observar un sistema más robusto ante variaciones meteorológicas. Caso contrario el de ERNC hidro e hidráulica convencional, en cuyo caso aumenta la exposición del sistema a variaciones meteorológicas.
4.2. Recomendaciones para mejorar condiciones para la introducción de ERNC variable En lo relativo a la operación del SIC y el SING, el incremento de energía variable desafía los métodos actuales. Al respecto, es posible recomendar:
Aumentar la flexibilidad del sistema a través de:
Participación activa y coordinada del parque generador en la regulación del sistema.
Incorporar unidades hidroeléctricas de pasada y centrales térmicas (en el caso del SIC) en el CSF.
Ajustes en los criterios y parámetros de las unidades de generación.
Incorporación de nuevas tecnologías (sistemas de almacenamiento, redes inteligentes, entre otros).
Implementación de pronósticos integrales y coordinados de generación eólica y fotovoltaica.
Impedir desconexión de parques eólicos y fotovoltaicos frente a cortocircuitos. 37
Expansión de Energías Renovable No Convencionales en los Sistemas Interconectados de Chile
Promover la localización distribuida de parques eólicos.
Cambios en la operación y el manejo de reservas:
Implementación de AGC y modificación de criterios de asignación de reserva, de modo de pasar a la modalidad distribuida con participación mayoritaria de las unidades.
Monto y asignación de reserva secundaria dinámica.
Revisión de parámetros y criterios de operación de unidades térmicas.
Considerar error de pronóstico de caudales en la planificación y el dimensionamiento de reservas.
Evaluación/uso de estados intermedios de máquinas térmicas (tibio, caliente)
Mejoramiento de tecnología de comunicaciones, control e inteligencia computacional desde la planificación a la operación en tiempo real.
Mercado eficiente de servicios complementarios.
5. Referencias Agencia Internacional de Energía (IEA). «Energy Technology Perspectives 2012, Pathways to a Clean Energy System.» 2012. National Renewable Laboratory (NREL). «Cost and Performance Data for Power Generation Technologies.» Febrero 2012. Bloomberg New Energy Finance. CAPEX Cost Breakdown. Noviembre 2012. Energía, Centro de. «Análisis de Largo plazo para la expansión de Energías Renovables No Convencionales en el Sistema Interconectado Central.» 2013. Energía, Comisión Nacional de. «Informe Técnico Definitivo - Precio Nudo SIC - SING Abril 2013.» 2013. Ministerio de Energía, GIZ. Energías Renovables en Chile: El potencial eólico, solar e hidroeléctrico de Arica a Chiloé. 2014.
38