...

¿Se necesitan represas en la Patagonia?

by user

on
Category: Documents
0

views

Report

Comments

Transcript

¿Se necesitan represas en la Patagonia?
¿
Se necesitan
represas en
?
La Patagonia
Un análisis del futuro energético chileno
Stephen F. Hall y Asociados
Roberto Román, Felipe Cuevas, Pablo Sánchez
Universidad de Chile
OCHOLIBROS
¿Se necesitan represas
en la Patagonia?
Un análisis del futuro energético chileno
Stephen F. Hall y Asociados
Roberto Román, Felipe Cuevas, Pablo Sánchez
Universidad de Chile
Junio de 2009
Río Palena. Fuente: Patagonia Chilena sin Represas.
Agradecimientos
Queremos agradecer el aporte de Natural Resources Defense
Council (NRDC), The Patagonia Foundation (TPF) y de los
miembros del Consejo de Defensa de la Patagonia (CDP) que han
hecho posible el desarrollo y publicación de este estudio.
Los comentarios de distintos expertos(as) energéticos(as) y lectores han contribuido a fortalecer y mejorar distintos argumentos
y aspectos del análisis. A todos ellos y ellas nuestro profundo agradecimiento porque enriquecen la comunidad de conocimientos
en torno a la energía. Son ellos los que contribuyen a levantar la
participación y una vocería ciudadana cada vez mejor informada
que busca evitar los errores del pasado.
Nuestra sociedad tiene la tarea común de hacer hoy los cambios
que permitan transitar hacia un futuro energético que se oriente
hacia la sustentabilidad y la democracia, superando las trabas de
mercados monopólicos que imponen su poder económico sobre
territorios y el futuro de todos los chilenos.
La Patagonia ha sido designada una “BioGema” por organismos internacionales que reconocen el alto valor de conservación
de este territorio, y sus habitantes hace años la han declarado
“Aysén Reserva de Vida”. Sin embargo, como muestra este estudio, sus reservas de agua y alto potencial energético también la
ponen bajo la mira de grandes consorcios internacionales. Estos
valores no deben ser razón para hipotecar hoy el futuro de este
patrimonio nacional cuando existen, como demuestra este estudio, múltiples alternativas que potencian un desarrollo equilibrado y democrático para el país.
Santiago, Mayo, 2009
¿Se necesitan represas en la patagonia?
Un análisis del futuro energético chileno
Autores:
Stephen F. Hall y Asociados
Roberto Román
Felipe Cuevas
Pablo Sánchez
Comité editorial:
Bernardo Reyes
Patricio Rodrigo
Mitzi Urtubia
Edición y diseño:
Ocho Libros Editores
www.ocholibros.cl
Impreso en Chile por Maval Impresores
© Corporación Chile Ambiente
© Ecosistemas
Primera edición: junio de 2009
Inscripción en el Registro de Propiedad Intelectual Nº xxxxxx
ISBN xxxxxxxxxxxx
Hecho en Chile / Printed in Chile
Ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida o transmitida, mediante
cualquier sistema, sin la expresa autorización de los propietarios del copyright.
Índice
Presentación..................................................................................... 9
Introducción.................................................................................. 13
Nuevos desarrollos económicos y ambientales.............................. 15
Recesión económica global...................................................... 15
Retraso del proyecto de Hidroaysén........................................ 16
Desarrollos globales en mercados y
políticas de energías renovables ............................................. 16
Desarrollo de energías renovables y
eficiencia energética en Chile.................................................. 17
Descripción del sistema eléctrico en chile.................................... 18
Estructura de participación del mercado
capacidad instalada en el sic a 2009....................................... 19
Desarrollo de proyectos aprobados y en calificación
en potencia y energía. ..................................................................... 20
No-convencionales (ernc)..................................................... 20
Eólica.............................................................................. 20
Mini Hidro............................................................................. 20
Biomasa.................................................................................. 21
Centrales convencionales de generación................................ 21
Hidroeléctricas......................................................................... 21
Gas Natural............................................................................ 21
Carbón.................................................................................... 22
Diesel..................................................................................... 22
Desarrollo previsto de proyectos
de potencia y energía. ..................................................................... 23
No-convencionales......................................................................... 23
Eólica..................................................................................... 23
Mini Hidro............................................................................. 24
Biomasa.................................................................................. 24
Geotermia................................................................................ 24
Energía solar con concentración (csp)..................................... 25
Energía solar fotovoltaica (fv)................................................. 25
Convencional............................................................................ 26
Proyecto Hidroaysén................................................................. 26
Eficiencia energética................................................................. 27
Dos escenarios de demanda en potencia y energía.......................... 28
Business as Usual....................................................................... 28
Experiencia histórica de Chile................................................. 29
Escenario de demanda revisado............................................... 30
Integración de los recursos energéticos del sic
con proyección de demanda 2009-2025........................................... 33
Conclusiones.................................................................................. 38
Recomendaciones............................................................................ 41
Modificar la Ley 20.257............................................................ 41
Establecer un marco de desarrollo y planificación
integrada de recursos............................................................... 41
Desarrollar un plan de sistema de transmisión moderno...... 42
Promulgar nuevas regulaciones de eficiencia energética ..... 43
Apéndices
Apéndice A. Proyectos aprobados, en calificación
2009-2025.................................................... 47
Proyectos aprobados y en calificación
Proyectos eólicos aprobados................................................... 47
Proyectos eólicos en calificación............................................. 47
Proyectos mini-hidráulicos aprobados.................................... 48
Proyectos mini-hidráulicos en calificación.............................. 49
Proyectos biomasa aprobados................................................ 49
Proyectos biomasa en calificación.......................................... 50
Proyectos hidráulicos aprobados............................................ 50
Proyectos hidráulicos en calificación...................................... 51
Proyectos de gas natural aprobados....................................... 51
Proyectos de carbón aprobados.............................................. 51
y anticipados periodo
Proyectos de carbón en calificación........................................ 52
Proyectos de diesel aprobados................................................ 52
Proyectos de diesel en calificación.......................................... 53
Proyectos de desarrollo anticipado.......................................... 53
Proyectos eólicos Alpha........................................................ 53
Proyectos eólicos Beta.......................................................... 54
Proyectos eólicos Gamma..................................................... 55
Proyectos mini-hidráulicos Alpha.......................................... 55
Proyectos mini-hidráulicos Beta............................................ 55
Proyectos mini-hidráulicos Gamma....................................... 56
Proyectos Biomasa Alpha..................................................... 57
Proyectos Biomasa Beta....................................................... 57
Proyectos Biomasa Gamma.................................................. 58
Apéndice B. Análisis de tecnologías de energía solar................... 59
Antecedentes............................................................................. 59
La energía solar como un aporte al sic.................................... 59
Evolución de las tecnologías de energía solar............................. 59
Evolución probable de csp en el sistema chileno.................. 62
Sistemas solares fotovoltaicos fv ............................................ 64
Suposiciones básicas................................................................ 64
Superficie utilizada por sistemas solares.................................. 68
Sistemas fotovoltaicos............................................................... 70
Sistema fv fijo........................................................................ 71
Sistema fv con seguimiento .................................................... 71
Concentración fv.................................................................... 72
Colectores cilindro parabólicos.................................................. 72
Tecnología concentrador Stirling.............................................. 72
Torre central........................................................................... 73
Conclusiones............................................................................. 73
Apéndice C. Análisis geotérmico.................................................... 74
Energía geotérmica ...................................................................... 74
Ventajas.................................................................................. 77
Barreras y propuestas............................................................... 81
Políticas de fomento a la energía geotérmica en países líderes...... 83
Islandia............................................................................ 83
Nueva Zelanda................................................................. 84
Estados Unidos................................................................ 85
Incentivos y reducción de riesgos.................................. 85
Programas de préstamo.............................................. 86
Políticas respecto a empresas de servicio público............... 86
Apéndice D. Costos comparativos de generación. ......................... 88
Comparación nivelada de costos de energía........................... 88
Presentación
El Consejo de Defensa de la Patagonia chilena (CDP) es una
coalición integrada por más de medio centenar de organizaciones
locales, nacionales e internacionales productivas, ambientales
y ciudadanas vinculadas a las temáticas del medio ambiente, el
turismo sustentable y las energías renovables, entre otras. Refleja
el creciente interés de la sociedad chilena y global por proteger
un patrimonio ambiental único del planeta, como lo es la
Patagonia, cuyos magníficos ríos sustentan una frágil red de vida
que interactúa con los ecosistemas antárticos, sub-antárticos y el
clima austral.
Desde el año 2007 la preocupación central del CDP ha sido la
grave amenaza que representan las iniciativas de Endesa España,
hoy perteneciente en un 92% a Enel de Italia, y de Colbún, los
que a través de la sociedad Hidroaysén intentan construir cinco
megarrepresas en los ríos Baker y Pascua, ubicados en el sur de
Aysén, inundando sobre las 6 mil hectáreas de los últimos valles de
la cultura patagónica, con graves impactos ambientales en la flora
y la fauna, y serios daños económicos a las actividades turísticas
de la zona. Se suman a esta iniciativa tres represas que la sociedad
Energía Austral (propiedad de la minera suizo australiana Xstrata)
pretende levantar en los también prístinos ríos Cuervo, Blanco y
Cóndor en la zona litoral de esta región, y que son solo la punta
de lanza para represar gran parte de las cuencas patagónicas. Si
a estos impactos de mega centrales hidroeléctricas se agregan los
del tendido de transmisión con 6 mil torres de hasta 70 metros
y alrededor de 2.300 kms. de extensión para inyectar la energía
en el centro del país, constatamos que se destruye más de 4,6
10
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
millones de hectáreas del paisaje patagónico y de Chile central.
Claramente, estamos lejos frente a la mayor amenaza ambiental
en la historia del país, con el único propósito de lograr una gran
ganancia de pocos a costa de la ruina de muchos.
Las razones que han argumentado las empresas controladoras
de Hidroaysén y Energía Austral para justificar tan faraónicos
proyectos, es la imperiosa necesidad de energía que demandaría
el crecimiento de la economía chilena y que dichos proyectos
serían imprescindibles para tal efecto. Esta afirmación es falsa
al saberse que el país tiene en carpeta proyectos de generación
que, producto del alto precio que ha capturado el monopolio
eléctrico en los procesos de fijación de tarifas, superan con creces
la demanda de los próximos 15 años, destacando además que la
limitante está más en la transmisión que en la generación.
Chile puede y debe tener una política pública que claramente
priorice el desarrollo de energías renovables no convencionales y
de eficiencia energética, porque esto implica, por un lado, poner
en valor el gran potencial del país en fuentes eólicas, solares,
geotérmicas, mini hídricas y de biomasa y, por otro, un sustantivo
ahorro de divisas para un país con una alta dependencia en
recursos energéticos importados, cuyos costos anuales superan
los 8 mil millones de dólares e implican serias limitaciones para el
buen desarrollo de su economía.
Chile puede y debe diversificar su matriz energética siguiendo
el ejemplo de países que la han transformado hacia las energías
renovables no convencionales, no solo para evitar proyectos
altamente controversiales y de alto impacto negativo en lo social
y ambiental, sino porque la seguridad energética es una tarea de
Estado y un factor clave para el desarrollo. Un desarrollo que no
debe quedar a merced de un mercado desregulado y especulativo
que ha tenido como consecuencia el establecimiento de un
monopolio eléctrico por parte de Endesa y Colbún en el SIC que
Un análisis del futuro energético chileno
11
hoy alcanza al 74% de la matriz y que si se llegara a concretar
el proyecto Hidroaysén llegaría a dominar más del 90% de
dicho mercado, con lo cual estos grupos económicos atrasarían
efectivamente el desarrollo equilibrado y sustentable del país.
El objetivo de este estudio es demostrar con datos precisos
que es posible reemplazar –y con creces– el eventual aporte a la
matriz energética del proyecto Hidroaysén empleando energías
renovables y un uso eficiente de la energía, y aunque no toma
como ejemplo Energía Austral, también lo alude al poner en
cuestionamiento los altos impactos ambientales, económicos y
culturales de las mega iniciativas que se quieren desarrollar en la
Patagonia.
Como Consejo de Defensa de la Patagonia, ponemos estos
antecedentes a disposición de la opinión pública y de los
responsables de la política energética chilena para que sea
considerada ante la disyuntiva de aprobar o rechazar estos
proyectos y diseñar instrumentos para lograr hacer de Chile
un país líder en Latinoamérica en energías sustentables con el
medio ambiente y con las comunidades de los territorios donde
se dispone de las fuentes.
12
Río Baker. Fuente: Patagonia Chilena sin Represas.
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
13
Un análisis del futuro energético chileno
Introducción
En julio de 2008, Chile Sustentable publicó el informe “Potencial de Energía Renovable y Eficiencia Energética en el Sistema
Interconectado Central en Chile, periodo 2008 – 2025”, basándose en los análisis de eficiencia energética realizados por el Programa de Estudios e Investigaciones en Energía (PRIEN) de la
Universidad de Chile y el análisis de energías renovables realizado
por la Universidad Técnica Federico Santa María (UTFSM) de
Valparaíso.
Los resultados de ese trabajo, aunque preliminares, demostraron que Chile posee un gran potencial económicamente factible
de implementar en eficiencia energética y energías renovables.
En uno de los escenarios factibles de dicho informe la estimación
de energía renovable para el 2025 era de 4.402 MW (megavatios).
Si a eso sumamos los 2.740 MW que se podrían ahorrar mediante
eficiencia energética, el total pronosticado asciende a 7.142 MW,
correspondientes a un 31% de la capacidad instalada hacia el año
2025.1
Lo que no se abordaba en el estudio es cómo este gran potencial, si se implementa, puede impactar en la mezcla de fuentes energéticas en el Sistema Interconectado Central (SIC). El
tema de cómo impacta el uso masivo de energías renovables en
el sistema eléctrico chileno no es algo trivial, sobre todo frente
al debate en torno a la construcción de las represas del proyecto
Hidroaysén. Este megaproyecto propone construir cinco centrales hidroeléctricas en las cuencas del río Baker y Pascua, que to1 El referido es el Escenario Dinámico Plus, el cual asume un precio de la energía 10,2
centavos/kWh y una inflación de la energía de 3,5% anual.
14
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
talizan una potencia de 2.750 MW para entrar en operación entre los años 2015 y 2025. El Consejo de Defensa de la Patagonia
con el apoyo del Natural Resources Defense Council (NRDC) decidió
realizar un análisis que explorara el estatus de desarrollo de las
energías renovables y la eficiencia energética y su posible impacto
en la generación eléctrica en Chile. Este análisis se ha hecho con
dos escenarios de demanda energética en el Sistema Interconectado Central. Uno considera la proyección de demanda de la CNE
(2008) y el segundo un escenario actualizado de menor demanda,
que creemos refleja en forma más exacta las tendencias históricas
del SIC, así como su probable evolución futura.
Los ingenieros Felipe Cuevas, Pablo Sánchez y Roberto Román, de la Universidad de Chile, junto al consultor de energía
sustentable Stephen Hall, son los autores de los estudios y el análisis para este reporte. Sin duda, este significa un gran aporte a
la discusión sobre el desarrollo energético en general, y sobre la
inconveniencia de construir las centrales hidroeléctricas en la Patagonia en particular.
Un análisis del futuro energético chileno
15
Nuevos desarrollos económicos y ambientales
Durante los últimos años el mundo y el país han experimentado cambios económicos y políticos cuyos efectos tendrán un profundo impacto en el mix energético del SIC proyectado para el
futuro. En el curso de este estudio hemos observado las siguientes
dinámicas, que se reflejan en sus resultados.
Recesión económica global
La contracción en el crecimiento mundial que ocurrió en la
segunda mitad del año 2008 ha tenido un profundo efecto en
economías emergentes como la chilena. Entre ellos la paralización y postergación de proyectos mineros y en otros sectores significativos, como el de la celulosa y productos de la madera, con
paralización de plantas. A pesar de este contexto, la visión convencional era que la demanda chilena de electricidad crecería entre
un 5,5% y un 6,5% por año, en el periodo 2008 – 2025; pero en
los últimos meses esta proyección es considerada muy optimista y
las predicciones de demanda eléctrica han bajado.
El nuevo clima económico es ejemplificado en la abrupta baja
del precio del cobre, actualmente a la mitad del precio que tenía
durante el primer semestre de 2008, y el aplazamiento o la cancelación de proyectos de inversión de diferentes tipos. Nuevos proyectos en el sector minero han sido cancelados o pospuestos, con
lo que se han perdido alrededor de 14 mil empleos. El sector de
la construcción, uno de los sectores industriales más dinámicos en
la zona central de Chile, también ha visto, en los últimos tiempos,
un decaimiento en sus proyectos. El episodio más emblemático ha
sido el de Costanera Center, el cual paralizó su construcción en
febrero de 2009.
16
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Retraso del proyecto de Hidroaysén
El debate nacional sobre Hidroaysén ha servido para identificar numerosos temas económicos, ecológicos y sociales asociados
al desarrollo energético convencional. El llamado a comentarios
del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) en el mes de noviembre
de 2008 generó sobre 3.150 observaciones por parte de 36 servicios públicos y más de 4.000 observaciones ciudadanas. Como
resultado, la empresa pidió un plazo de nueve meses para responder las numerosas observaciones al EIA, hasta fines de agosto del
2009. Esto ha creado una pausa para replantearse el futuro de la
generación eléctrica en Chile. En el intertanto, ENEL, la empresa
estatal italiana, actual dueño de Endesa-Chile, ha anunciado una
postergación de varios proyectos de inversión en Latinoamérica.
Desarrollos globales en mercados y
políticas de energías renovables
Otro hecho significativo ha sido el anuncio del nuevo gobierno norteamericano encabezado por Barack Obama en cuanto a
políticas energéticas y ambientales.2 Específicamente, la nueva
administración ha propuesto un 10% de energía eléctrica renovable para el 2012, doblando inmediatamente la contribución de
energías renovables en la red eléctrica de ese país y poniendo una
meta de 25% para el año 2025. Esto ha sido apoyado extendiendo
los subsidios para energía eólica, solar, geotermia y a partir de
biomasa. Adicionalmente, la Unión Europea ha anunciado que
las energías renovables alcanzarán la meta de 20% para 2020 en el
sistema eléctrico de EU-27.3 Estas políticas ciertamente incidirán
en una nueva tendencia de crecimiento en los mercados de energías renovables, resultando en economías de escala y bajando los
costos de generación de las mismas.
2 http://www.sustainablebusiness.com/index.cfm/go/news.display/id/17534
3 Ver EU Renewable Energy Directive http://www.ewea.org/index.php?id=1581
Un análisis del futuro energético chileno
17
Desarrollo de energías renovables y
eficiencia energética en Chile
Debido a una combinación de factores, entre ellos, la baja en
la disponibilidad de gas natural argentino, sequías y un incremento en el precio del petróleo, Chile experimentó numerosas alzas
y problemas de abastecimiento energético en el periodo entre
2005 y 2008. Estos eventos contribuyeron a que en Chile se creara conciencia respecto a la eficiencia energética y el uso racional de energías para mejorar la seguridad energética nacional.
Consecuentemente, Chile ha llevado a cabo acciones políticas y
de reforzamiento institucional y legislativo, de forma de apoyar
el desarrollo de mercados de energía sustentables y sus energías
asociadas.
Como resultado de esto, el gobierno ha propuesto la creación
de un Ministerio de Energía, y adicionalmente varias propuestas
para incorporar agencias públicas responsables de la implementación de medidas de eficiencia energética y de energías renovables
dentro de dicho ministerio. Simultáneamente, la Corporación de
Fomento (CORFO), ha establecido un fondo de 400 millones de
dólares para financiar las primeras etapas de proyectos hídricos,
solares y geotermales de pequeña escala. Además el Congreso de
Chile aprobó la Ley de Energías Renovables No Convencionales
(Ley 20.257 del 1 de abril de 2008), estableciendo un mínimo de
generación del 10% con energías renovables a 2025 para la nueva
energía que se incorpora al sistema eléctrico.
18
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Descripción del sistema eléctrico en Chile
Estructura de participación del mercado
El sistema nacional de electricidad se compone de 31 empresas
generadoras, 5 empresas de transmisión y 34 empresas de distribución que en conjunto suplieron una demanda nacional de 52.901
GWh en el año 2006.
Figura 1: Mapa del sistema eléctrico chileno
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
Potencia instalada:
3.595,8 MW
Generación anual:
13.236 GWh
Demanda máxima:
1.769,5 MW
Cobertura: Regiones I y II
Población:
6,16%
Sistema Interconectado Central (SIC)
Potencia instalada:
8.273,6 MW
Generación anual:
40.339,8 GWh
Demanda máxima:
6.058,9 MW
Cobertura: Regiones III a X y Metropolitana
Población:
92,27%
Sistema Eléctrico de Aysén
Potencia instalada:
Generación anual:
Demanda máxima:
Cobertura: Población:
33,3 MW
118,6 GWh
20,7 MW
Región XI
0,61%
Sistema Eléctrico de Magallanes
Potencia instalada:
65,2 MW
Generación anual:
221,1 GWh
Demanda máxima:
42,0 MW
Cobertura: Región XI
Población:
0,95%
19
Un análisis del futuro energético chileno
Esta demanda se divide en cuatro sistemas eléctricos: el Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING), el Sistema Interconectado Central, el Sistema de Aysén y el Sistema de Magallanes. En la
figura 1 se puede observar un mapa con una breve descripción de
los cuatro sistemas eléctricos.
Capacidad instalada en el SIC a 2009
Para los propósitos de este estudio nos referimos a la futura
mezcla de recursos del SIC.
La figura 2 presenta la capacidad instalada en el SIC al año
2009.
Figura 2: Capacidad instalada en el SIC a 2009
10.000
18
330
519
9.000
8.000
838
7.000
MW
6.000
2.539
5.000
4.000
3.000
4.874
2.000
1.000
0
Hidro
Capacidad 2009 del SIC 9.118 MW
Gas natural
Carbón
Diesel
Miscelánea
Renovables
20
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Desarrollo de proyectos aprobados y
en calificación en potencia y energía
Chile se encuentra desarrollando un impresionante número
de proyectos basados en energías renovables, al igual que de plantas convencionales, las cuales se encuentran en el proceso de evaluación de impacto ambiental (EIA).
A partir de la base de datos de la Comisión Nacional del Medio
Ambiente (Conama) se identificaron proyectos ya aprobados y
otros que están en proceso de calificación (Ver Apéndice A).
No-convencionales (ERNC)
Eólica
Tabla 1: Eólica
Estado
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
Aprobados
6
329
0,35
977,2
En Calificación
12
1.021,5
0,35
3.097,3
Total
18
1.350,5
4.074,5
Mini Hidro
Tabla 2: Mini Hidro
Estado
Número de
Proyectos
Aprobados
18
En Calificación
Total
Potencia
(MW)
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
169,5
0,7
1.030,7
6
45
0,7
253,2
24
214
1.283,9
21
Un análisis del futuro energético chileno
Biomasa
Tabla 3: Biomasa
Estado
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
Aprobados
3
55,6
0,9
432,1
En Calificación
1
41
0,9
323,2
Total
4
96,6
755,3
Centrales convencionales de generación
Hidroeléctricas
Tabla 4: Hidroeléctricas
Estado
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
Aprobados
9
882
0,7
5.158,5
En Calificación
4
803,1
0,7
3.566
Total
13
1.685,1
8.724,5
Gas Natural
Tabla 5: Gas Natural
Estado
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
Aprobados
4
1.276
0,9
10.060
4
1.276
En Calificación
Total
10.060
22
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Carbón
Tabla 6: Carbón
Estado
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
Aprobados
5
2.320
0,9
18.290,9
En calificación
7
5.642
0,9
30.025,1
Total
12
7.962
Estado
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
Factor de
Planta
Aprobados
15
1.086,4
0,25
0,25
48.316
Diesel
Tabla 7: Diesel
En calificación
2
354
Total
17
1.440,4
Energía
(GWh/año)
8.565,3
1.042,4
9.607,7
23
Un análisis del futuro energético chileno
Desarrollo previsto de proyectos
de potencia y energía
Al hablar de desarrollo previsto, nos referimos a proyectos promovidos por la Corporación de Fomento. Estos tienen diferentes
grados de avance, que se designan como Alfa, Beta y Gamma y
reflejan la etapa de desarrollo en la que se encuentran. En general estos proyectos no han ingresado al sistema de evaluación de
impacto ambiental (SEIA). Los que sí lo han hecho fueron contabilizados anteriormente, por lo tanto no forman parte de este
acápite.
El grado de avance, según la clasificación, es el siguiente:
• Alfa: Proyectos inmaduros que requieren mayor exploración y
estudio
• Beta: Proyectos en la fase inicial de prefactibilidad
• Gamma: Estudios de prefactibilidad completados
No-convencionales
Eólica
Tabla 8: Eólica
Estado
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
Alfa
11
167
0,35
499,6
Beta
15
446,5
0,35
1.168,4
Gama
3
69
0,35
172,5
Total
29
682,5
1.840,5
24
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Mini Hidro
Tabla 9: Mini Hidro
Estado
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
6,5
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
Alfa
1
0,7
25
Beta
1
80
0,7
438,7
Gama
20
146,6
0,7
714,3
Total
22
233,1
Número de
Proyectos
Potencia
(MW)
1.178
Biomasa
Tabla 10: Biomasa
Estado
Factor de
Planta
Energía
(GWh/año)
Alfa
2
4,2
0,9
32,4
Beta
10
79,3
0,9
565,7
Gama
5
16
0,9
125,9
Total
17
99,5
724
Geotermia
A pesar de que aún no han surgido proyectos geotérmicos, dentro del periodo 2009-2025 se espera que se desarrollen alrededor
de 830 MW con una generación de 6.544 GWh/año. Las licitaciones gubernamentales, como aquellas que incentivan el desarrollo de la generación eólica, solar concentrada y solar fotovoltaica,
muy probablemente potenciarán los proyectos geotérmicos que
actualmente están en sus primeras etapas de formulación. Se está
anticipando una continua caída en los costos de generación debido a economías de escala, lo cual promoverá la difusión de la
tecnología en el lapso 2009-2025. Para mayor información véase
el Análisis Geotérmico, en la sección Anexos.
Un análisis del futuro energético chileno
25
Energía solar con concentración (CSP)
A nivel mundial las plantas solares de concentración, están en
plena expansión. En el caso de Chile solo hay estudios preliminares, pero en el periodo 2009-2025 se espera que se desarrollen al
menos unos 500 MW con una generación de 1.752 GWh/año. Se
está anticipando una continua caída en los costos de generación
debido a economías de escala, lo cual promoverá la difusión de
la tecnología en el periodo 2009-2025. Para mayor información
véase CSP, en la sección de Anexos. El gobierno anunció en abril
de 2009 que licitará la construcción de 10 MW de energía solar
concentrada en la región de Antofagasta.
Energía solar fotovoltaica (FV)
Existe un número bajo de proyectos fotovoltaicos en los hogares, a lo largo de Chile. El mercado aún necesita desarrollarse en
escala masiva, sin embargo, se espera que el precio de estas tecnologías baje debido, principalmente, a su difusión a nivel mundial y las economías de escala que se generen durante el periodo
2009-2025. Se espera que hacia 2025 se desarrollen unos 375 MW
con una generación de 7.556 GWh/año. De hecho, el gobierno
anunció a fines de abril de 2009 que licitará la construcción de
una granja para energía fotovoltaica con capacidad para 1 MW.
Para mayor información véase FV, en la sección de Anexos.
26
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Proyectos Anticipados
(GWh/año)
Proyectos Anticipados
(MW)
Proyectos Aprobados
y en calific. (GWh/yr)
Proyectos Aprobados
y en calific. (MW)
Potencial Bruto
(MW)
Número de Proyectos
Factor de Planta
Potencial Económico
(MW)
Recurso
Potencial Técnico
(MW)
Tabla 11: Resumen de recursos de energías renovables
Eólica
0,35
40.000
5.000
2.500 47 1.350,5
Mini Hidro
0,70
20.392
3.000
1.850 20
Biomasa
0,90
13.675
1.500
1.200 21
Geotérmica
0,90
16.000
1.500
1.400
830
6.544
CSP
0,40 100.000
5.000
1.500
500
1.752
Solar FV
0,23
500
500
375
Total
1.000
4.074,5 682,5
214,5 1.284
96,6
755,3
1.840,5
231,9
1.178
99,6
724
755,6
191.067 16.500 8.950 88 1.661,6 6.113,8 2.719 12.794,1
Fuente: Elaborado por el equipo de estudio
Notas: Potencial Bruto. Universidad Técnica Federico Santa María, Julio de 2008
Convencional
Proyecto Hidroaysén
El proyecto Hidroaysén consta de cinco represas, con una potencia total de 2.750 MW, lo cual permitiría generar 18.430 GWh/
año, un vez que el proyecto se complete a cabalidad. A esto se
suma 2.300 km de cableado eléctrico desde la Patagonia hasta
Santiago. En otoño de 2008 se entregó a la Conama el estudio
de impacto ambiental propuesto. Después de haber recibido más
de 3.150 observaciones de 36 servicios públicos y más de 4 mil
observaciones de organizaciones de la sociedad civil y académica.
Los proponentes solicitaron nueve meses para responder las observaciones y retomar el proceso de evaluación ambiental a fines
de agosto de 2009.
27
Un análisis del futuro energético chileno
Tabla 12: Descripción del proyecto Hidroaysén
Central
Energética
Baker 1
Energía Anual
(GWh/año)
4.420
Potencia
(MW)
660
Baker 2
2.540
360
2022
Pascua 1
3.020
460
2021
Pascua 2.1
5.110
770
2019
Pascua 2.2
334
500
2017
18.430
2.750
Total
Fecha de Servicio
2015
Fuente: CNE, abril, 2008
Eficiencia energética
En julio del 2008, el Programa de Investigación en Energías
(PRIEN) de la Universidad de Chile, publicó un estudio sobre el
ahorro de energía eléctrica potencial, dentro del SIC. Desde la
página 115 de su estudio se puede apreciar que, bajo un escenario
económico dinámico, el potencial de ahorro para el año 2025 asciende a 3.041 MW en potencia con un potencial de ahorro energético de 19.817 GWh/año.
Tabla 13: Potencial de eficiencia energética: escenario viable
Año
Potencial de ahorro a nivel
de generación (GWh/año)
2008
2010
2015
2020
2025
1.478
2.338
5.298
11.197
19.817
Potencial de disminución de
la demanda de potencia media
generada (MW)
227
359
813
1.718
3.041
Fuente: PRIEN. “Aporte potencial de energías renovables no convencionales y eficiencia
energética a la matriz chilena”. Chile Sustentable, 2008
28
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Dos escenarios de demanda
en potencia y energía
Business as Usual
Las siguientes predicciones para la potencia instalada, fueron
desarrolladas por la Comisión Nacional de Energía, siguiendo un
modelo económico de “Business as Usual”, esto es, sin cambios en
las políticas energéticas actuales.
Tabla 14: Demanda anual de potencia en el SIC. “Business as Usual” 2008-2025
Año
MW
%
2008
8.931
3,75
2009
9.321
4,37
2010
9.809
5,24
2011
10.467
6,71
2012
11.183
6,84
2013
11.819
5,69
2014
12.481
5,60
2015
13.181
5,61
2016
13.990
6,14
2017
14.789
5,71
2018
15.630
5,69
2019
16.489
5,50
2020
17.396
5,50
2021
18.353
5,50
2022
19.362
5,50
2023
20.427
5,50
2024
21.551
5,50
2025
22.736
5,50
29
Un análisis del futuro energético chileno
Fuente: CNE Abril de 2008
Tabla 15: Demanda anual de energía en el SIC. “Business as Usual” 2009-2025
Año
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWh/año
41.464
43.274
45.542
48.958
51.922
54.874
57.946
61.195
64.952
68.661
72.556
76.557
80.768
85.210
89.897
94.841
100.057
105.560
%
3,75
4,37
5,24
6,71
6,84
5,69
5,60
5,61
6,l4
5,71
5,69
5,50
5,50
5,50
5,50
5,50
5,50
5,50
Fuente: CNE Abril de 2008
Experiencia histórica de Chile
La situación económica global, así como la evolución del tema
energético, hacen necesario re-estudiar la proyección de la demanda energética en Chile. Para hacerlo el equipo se basó en lo
que de verdad ha ocurrido en el pasado y cómo la situación mundial probablemente afectará la demanda a futuro.
En la figura 3 (página siguiente) se grafica el aumento de potencia incremental para el periodo 1991-2025. Para el periodo
1991-2007 el aumento de potencia incremental estuvo entre 250 y
310 MW por año. Este ha sido un periodo de crecimiento sin precedentes en Chile. Durante el periodo 2003-2007 el incremento
promedio anual de la demanda eléctrica ha sido solo del 4,5%.
Esto implica que proyectar una tasa de crecimiento mayor en la
30
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
demanda eléctrica incrementa los riesgos de decisiones caras y
de uso innecesario de recursos. Por lo tanto, dada la experiencia
pasada de Chile y la recesión económica global, es muy probable que el crecimiento sea alrededor del 3,0% anual durante el
periodo 2009-2011 y alrededor de un 4,5% en el periodo 20122025. Esto se refleja en la línea de tendencia inferior. La figura 4
muestra el incremento anual de demanda de energía en el SIC de
2009 a 2025, mostrando la misma línea de tendencia de la figura
3, pero presentada en energía (GHWh/año).
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
MW
Figura 3: Incremento de potencia anual SIC 1991-2025
MW_1
Regresión exponencial para MW_1
MW_2
Regresión exponencial para MW_2
Fuente: Elaborado por el equipo de estudio
Escenario de demanda revisado
Basados en la hipótesis de un crecimiento anual de un 3%
hasta el año 2011 y luego un crecimiento de un 4,5% hasta el
2025, se obtiene una disminución de la potencia instalada equivalente a 4.284 MW.
31
Un análisis del futuro energético chileno
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWh/Año
Figura 4: Demanda de energía anual en el SIC 1992-2025
Fuente: Elaborado por el equipo de estudio
EE+REE
Tabla 16: Escenario de demanda revisado en el SIC 2008-2025
Año
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
MW
9.118
9.392
9.673
9.963
10.412
10.880
11.370
11.882
12.416
12.975
13.559
14.169
14.807
15.473
16.169
16.897
17.657
18.452
Fuente: Elaborado por el equipo de estudio
%
3,0
3,0
3,0
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
CNE
32
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Las correcciones hechas a la demanda energética se muestran
en la figura 4. La línea superior es el escenario “Business as Usual”
presentado por la CNE en 2008. Como resultado de esta última
se obtiene una demanda energética de 105.500 GWh, para el año
2025. La línea azul muestra los pronósticos corregidos por la contracción económica (incluyendo eficiencia energética). En este escenario la demanda energética solo asciende a 83.900 GWh para
el 2025. Si se sustrae la eficiencia energética, la “real” producción
de energía sería de 75.000 GWh para el año 2025, cercano al 25%
menos que en el escenario “Business as Usual”. Esto puede ser alcanzado con los recursos existentes así como con tecnologías de
energías renovables.
Tabla 17: Demanda anual de energía en el SIC bajo el escenario revisado 2009-2025
Año
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWh/año
41.464
42.708
43.898
45.309
47.348
49.478
51.705
54.032
56.463
59.004
61.659
64.434
67.337
70.363
73.530
76.838
80.296
83.909
%
3,0
3,0
3,0
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Fuente: Elaborado por el equipo de estudio
Un análisis del futuro energético chileno
33
Integración de los recursos energéticos del SIC
con proyección de demanda 2009-2025
Una síntesis de nuestro análisis se presenta de manera resumida en las figuras 5 y 6. La primera muestra la potencia instalada
(MW) y la segunda la generación eléctrica (GWh/año) para el
periodo 2009-2025. Habría que precisar que en el primer caso se
trata de valores instantáneos, es decir los miles de kilowatts que
el sistema eléctrico demanda o la oferta existente de las diversas
fuentes. En el segundo caso se trata del consumo total a lo largo
del año en todo el SIC. En un momento la demanda instantánea
de una casa puede ser 2.000 a 4.000 Watts (2 a 4 kWh), pero en
el mes el consumo promedio se mantiene en el rango de 150 a
250 kWh. También es importante explicitar que este estudio ha
sido realizado para el SIC, por lo tanto representa la situación
existente en este sistema y no lo que ocurre con la demanda
eléctrica de todo el país. En cada gráfico se han creado cuatro
columnas y dos líneas de tendencia. La explicación de los gráficos es la siguiente.
La primera columna representa la situación para el año 2009.
Además se repite esta situación “base” para los años 2014 y 2025,
pues los recursos adicionales representan los proyectos energéticos que se suman a la columna base.
La segunda columna corresponde a los recursos existentes en
el SIC y a los proyectos aprobados y “en calificación” por la Comisión Nacional del Medio Ambiente. Esto representa la situación
para el año 2014.
Los proyectos aprobados y en calificación se desglosan de la
siguiente forma:
• Energías renovables representan una potencia de 1.662 MW y
una generación eléctrica de 6.114 GWh/año.
34
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Figura 5: Capacidad instalada en el SIC. Proyectos aprobados y en calificación.
2009-2025
35.000
2.750
30.000
3.041
25.000
2.721
MW
20.000
1.440
3.041
7.962
4.383
15.000
10.000
5.000
0
9.118
2009
1.276
1.685
1.662
14.025
6.194
9.118
9.118
9.118
2014
2025
SIC 2009
Proyectos aprobados
Eficiencia energética
Nueva Hidro
Gas natural
Carbón
Hidroaysén
CNE
EE+REE
Renovables
Diesel
CNE
EE +ERNC
• Hidroeléctricas de gran escala representan una potencia de
1.685 MW y una generación eléctrica de 8.725 GWh/año.
• Centrales a gas natural representan 1.276 MW y una generación eléctrica de 10.060 GWh/año.
• Centrales a carbón representan 7.962 MW y una generación
eléctrica de 48.316 GWh/año.
• Centrales diesel representan 1.440 MW y una generación eléctrica de 9.608 GWh/año.
De acuerdo con estos antecedentes para el 2014 se observa ya
una sobreoferta de capacidad.
La tercera columna representa los recursos del SIC, los proyectos aprobados y “en calificación” de la Conama para el año 2025
y se agregan tres nuevos recursos:
35
Un análisis del futuro energético chileno
Figura 6: Generación eléctrica del SIC. Presente, proyectos aprobados y en calificación.
2009-2025
200.000
180.000
18.430
160.000
19.817
GWh/año
140.000
100.000
8.725
6.114
40.000
0
18.913
82.822
10.060
60.000
19.817
48.316
80.000
20.000
12.795
9.608
120.000
41.804
25.026
41.804
2009
2014
41.804
2019
41.804
2025
Generación 2009
Proyectos aprobados
Eficiencia energética
Renovables
Nueva Hidro
Gas natural
Carbón
Diesel
Hidroaysén
CNE
EE+REE
CNE
EE + ERNC
• 3.041 MW y 19.817 GWh/año debido a eficiencia energética
económicamente viable.
• 2.719 MW y 12.799 GWh/año debido a otras fuentes de energías renovables, principalmente geotermia, eólica, energía solar con concentración y energía solar fotovoltaica.
• El proyecto de Hidroaysén, que considera una potencia instalada de 2.750 MW y 18.430 GWh/año de generación eléctrica.
Por lo tanto esta columna representa la situación a 2025, momento en que están sobre la mesa todos los recursos probables.
Además se muestan dos líneas de tendencia, que representan
escenarios distintos. La línea superior, de color azul representa el
escenario oficial presentado por la Comisión Nacional de Energía
en abril de 2008, el “Business as Usual”. El escenario oficial dice
36
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
que Chile va a necesitar 22,736 MW y una generación de 105.560
GWh/año el año 2025. Considerando los proyectos aprobados
por la Conama, se alcanzan 23.143 MW con una generación de
124.626 GWh/año.
Así, de acuerdo al escenario presentado en abril de 2008, con
energías renovables y con plantas de generación convencionales
que actualmente se encuentran en la cartera de proyectos, la generación eléctrica de Chile estimada a 2025 superaría aproximadamente en un 23% la demanda eléctrica proyectada. Claramente no se necesita la construcción de Hidroaysén.
La línea verde representa el nuevo escenario elaborado por el
equipo de trabajo. En este escenario Chile solo necesita 18.452
MW, con una generación de 83.909 GWh/año a 2025. Resulta evidente que Chile estaría sobrecargado de recursos eléctricos al año
2025. En este caso, cerca del 40% de la nueva generación basada
en carbón podría ser eliminada.
Finalmente, la cuarta columna es una adaptación de la anterior. Acá los proyectos de centrales de generación convencional
son reemplazados por desarrollo anticipado de energías renovables y de medidas de eficiencia energética. Esto representa 3.041
MW equivalente a una generación de 19.817 GWh/año de eficiencia energética y 4.383 MW de energías renovables con una generación de 18.913 GWh/año, considerando los proyectos aprobados
y “en calificación”, más el crecimiento esperado con el desarrollo
de proyectos de geotermia y energía solar. Para alcanzar la demanda potencial al 2025, bastaría disponer de solo 6.194 MW de
capacidad convencional.
La figura 5 representa los proyectos aprobados y “en calificación” (expresados en potencia) al año 2025 en el SIC. Las líneas
de tendencia muestran el escenario “Business as Usual”(línea de
tendencia azul), así como también el escenario considerando eficiencia energética y energías renovables plus (línea de tendencia
verde). Utilizando nuestro escenario de energías renovables dis-
Un análisis del futuro energético chileno
37
ponibles, observamos que la demanda a 2025 puede ser alcanzada. Más abajo se discuten las distintas barreras de mercado y
de otro tipo que dificultan su implementación. Se hace notar el
hecho de que existe abundancia de proyectos. Esto va a resultar
en una lucha para ver quién toma qué parte de un mercado que
crece menos de lo esperado.
En el caso de la demanda de energía eléctrica (figura 6), ocurre exactamente la misma situación. Los proyectos anticipados,
incluso sin Hidroaysén, podrán resultar en un exceso de abastecimiento.
En las siguientes páginas, se presentan argumentos que muestran que el sistema eléctrico chileno debe ser replanteado. En el
siglo XXI, el énfasis mundial va a estar enfocado en un desarrollo energético cada vez más acorde con la protección ambiental
y especialmente el resguardo de ecosistemas de alta fragilidad y
alto valor de conservación, como la Patagonia. Esto se traduce en
disminuir las huellas dejadas por el carbón y en promover proyectos pequeños, de menor impacto en vez de promover mega
proyectos. En el caso de Chile, va a ser mandatorio el hecho de
cambiar las políticas de energía, de otra forma los mercados internacionales van a considerar nuestros productos producidos con
procesos “ambientalmente dañinos”, por lo que fácilmente se podrían establecer barreras frente a ellos.
38
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Conclusiones
Actualmente Chile se encuentra desarrollando proyectos de
generación basados en energías renovables y plantas convencionales, las que proveerían más energía que el incremento de la
demanda proyectada por la Comisión Nacional de Energía para
el año 2025. Desde que este escenario fue publicado en abril de
2008, la demanda energética se ha contraído a consecuencia de
la recesión económica mundial. Por la mismas razones, la CNE
recientemente reajustó su pronóstico de crecimiento eléctrico
para el 2009 de un 4,7% a 2,1%. basándose en estas proyecciones los autores de este estudio generaron su propia predicción
de demanda. En este nuevo escenario, no solamente Hidroaysén
se torna innecesario, sino que también Chile podría prescindir
en al menos un 40% de las nuevas plantas de carbón.
Con respecto al análisis realizado deseamos destacar:
• Existen 3.041 MW y 19.817 GWh/año identificados de eficiencia energética que son económicamente factibles, pero su implementación va a depender de políticas y programas que permitan corregir las actuales imperfecciones del mercado.
• El desarrollo de proyectos de energías renovables aportaría
4.383 MW y 18.913 GWh/año, considerando los proyectos
aprobados, en calificación y anticipados más el crecimiento
proyectado de geotermia y energía solar.
• La implementación de políticas de eficiencia energética, junto
con el desarrollo de las energías renovables, permitiría elevar
la meta obligatoria establecida en la Ley 20.257 de un 10% a un
25% en el año 2025.
• Chile posee gran cantidad de recursos geotérmicos y solares,
los cuales son de calidad mundial. Creemos que nuestras es-
Un análisis del futuro energético chileno
39
timaciones de desarrollo anticipado son bastante conservadoras. La reducción de brechas tecnológicas y de mercado van a
permitir expandir y acelerar significativamente el desarrollo de
estos recursos.
En un análisis del ciclo de vida, la eficiencia energética y las
energías renovables son más competitivas en términos de costos
que las centrales de generación de energía convencional. Sin
embargo, en el caso chileno no hay un equilibrio entre la destrucción ambiental que generaría el proyecto Hidroaysén y los
impactos de las centrales a carbón. La opción por unas u otras
es un dilema errado, por lo que las prácticas de eficiencia energética viables económicamente y los proyectos de energías renovables debieran ser puestos en marcha antes que las centrales
convencionales.
Luego de la realización de este trabajo entre noviembre 2008
y marzo de 2009, el panorama sigue cambiando, pero todo indica que nuestras hipótesis son correctas. Solo para citar algunos
hechos nuevos:
• Con fecha 18 de marzo de 2009 se publicó el nuevo plan de
obras referencial de la CNE. El mismo considera un retraso de
9 a 14 meses en la eventual puesta en marcha de Hidroaysén.
Además se reconoce un escenario energético mucho menos dinámico.
• Están ya apareciendo señales claras de que existirán al menos
una a dos centrales CSP de unos 10 MW de aquí a no más de
5 años. Además es posible prever que las instalaciones fotovoltaicas serán una fuente significativa de generación distribuida,
con proyectos de varios cientos de kW en los próximos años.
• Con fecha 14 de mayo de 2009 se anunció un acuerdo entre
ENEL (holding dueño de Endesa) y SoWiTec (de Alemania)
para instalar nuevos proyectos eólicos de hasta 850 MWe en el
mediano plazo.
40
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Estos hechos muestran una situación muy dinámica que refuerzan las conclusiones de este estudio.
En resumen, el sistema eléctrico chileno ha llegado a un punto histórico. Debido a la recesión económica mundial y la caída
en la demanda de energía eléctrica, hay una ventana de oportunidad durante los próximos tres años, para reorientar de manera
estructural el sistema eléctrico hacia uno que sea técnicamente
más flexible, económicamente eficiente y ecológicamente sustentable.
El primer paso es suspender el desarrollo del proyecto Hidroaysén y al mismo tiempo posicionar la eficiencia energética
y las energías renovables como las primeras y segundas prioridades de la política energética chilena y adoptar medidas concretas que creen mercados estables en el largo plazo para estos
recursos y sus fuentes.
Un análisis del futuro energético chileno
41
Recomendaciones
Modificar la Ley 20.257
En abril de 2008, el Parlamento chileno aprobó la Ley de Energías Renovables No Convencionales (Ley 20.257), la cual establece un 10% de energías renovables para el sector eléctrico al año
2024. El estudio realizado muestra que dada la implementación
actual y el futuro desarrollo de energías renovables, fácilmente
se podría alcanzar un 25% al año 2025. Se recomienda modificar
esta ley de tal forma de mostrar la robusta actividad del sector
y para asegurar que el desarrollo de proyectos se transforme en
contratos de largo plazo. Para asegurar esta nueva meta, el gobierno podría duplicar la multa por no cumplimiento o aplicar un
sistema tarifario tipo “feed-in”, como ha sido establecido antes en
Europa.
El sistema “feed-in” ha demostrado ser más flexible y producir resultados de manera mucho más rápida que los sistemas de
cuotas.
Establecer un marco de desarrollo y planificación integrada de
recursos
En este estudio se ha demostrado que para el año 2025 la oferta de energía eléctrica del SIC está por encima de la probable
demanda. Esto tiende a derrochar recursos económicos y producir contaminación innecesaria. El sistema eléctrico necesita una
planificación racional económica. La metodología de la Planificación Integrada de Recursos (PIR) busca entregar servicios energéticos a la sociedad al menor costo. La metodología PIR considera
los costos directos, como también las externalidades ambientales
42
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
y sociales. Se considera como recursos tanto lo que se puede realizar por el lado de la producción, como también por el lado de
la demanda (de allí la importancia de la eficiencia energética). Es
el total lo que constituye el portafolio de recursos. Se formula así
una mezcla óptima de recursos tanto de oferta como de demanda,
tomando en cuenta una amplia gama de criterios económicos,
sociales y ambientales.
Considerando las experiencias PIR de Estados Unidos, es la
eficiencia energética el primer pilar del desarrollo de recursos,
luego vienen las energías renovables y en tercer lugar los sistemas
combinados de calor y energía.
El actual sistema eléctrico chileno deja en un mercado no regulado que la oferta de energía se regule solo por iniciativa privada.
Esto lleva a la competencia entre una amplia gama de proyectos
no coordinados que a menudo conducen a situaciones que no optimizan el uso de los recursos. Solo a modo de ejemplo podemos
citar los dos gasoductos más la central Salta en el SING. Además
de propender al uso del pet-coke en las centrales a carbón, hoy
resulta que uno de los dos gasoductos no transporta gas y el segundo transporta solo una fracción de lo inicialmente previsto, a
pesar de haber existido estudios en el año 2003 que preveían esta
situación.
La metodología PIR llevaría racionalidad y transparencia a
la planificación del sector eléctrico. Dado que este sector tiene
profundos impactos sociales y ambientales, la metodología PIR
permite avances transparentados a la sociedad civil y con participación informada y responsable.
Desarrollar un plan de sistema de transmisión moderno
Chile, como muchos otros países, tiene gran cantidad de recursos renovables en regiones distantes de los lugares de gran consumo, como es el caso del Gran Santiago. Para poder aprovechar el
Un análisis del futuro energético chileno
43
potencial de energías renovables, las líneas de transmisión deben
ser mejoradas y tal vez se deba considerar la construcción de nuevas líneas. El desarrollo de energías renovables debe estar relacionado con un Plan de Sistema de Transmisión para el país.
Si esto no se toma en cuenta, se tenderá a generar cerca de
los centros de gran consumo, aunque los métodos de generación
sean ambientalmente poco adecuados.
Promulgar nuevas regulaciones de eficiencia energética
La Comisión de Energía del Senado está coordinando la legislación en el Congreso para establecer los mecanismos de promulgación de Estándares de Eficiencia Energética Mínima para usos
finales de la energía. Norteamérica y Europa han sido bastante
activos en el desarrollo de regulaciones de eficiencia energética y
es recomendable que Chile se armonice con estos estándares en
el área de motores eléctricos de gran capacidad, servicios generales de iluminación, ballasts de iluminación fluorescente y sistemas
comerciales de aire acondicionado. Está probado que estos estándares son herramientas que permiten lograr grandes ahorros de
energía en el mediano y largo plazo.
Río Puelo. Fuente: Patagonia Chilena sin Represas.
Apéndices
46
Río Ibáñez. Foto: Nicolás Piwonka
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
47
Un análisis del futuro energético chileno
Apéndice A
Proyectos aprobados, en calificación y anticipados
periodo 2009-2025
Proyectos aprobados y en calificación
Nombre del
Proyecto
Modificaciones
parque eólico
Totoral
Canela II
Monte Redondo
Altos de Hualpén
Proyectos eólicos aprobados
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Norvind S.A.
IV
46
0,35
141,0
Ingendesa
Ingeniería Seawind
Sudamérica Ltda.
Energías
Renovables Bío-Bío
IV
69
0,30
180,0
IV
74
0,35
226,9
VIII
20
0,35
61,3
IV
36
0,35
110,4
III
84
0,35
257,5
Total
329
Total
977,1
Ampliación y
modificación
Barrick Chile
parque eólico Punta Generación S.A.
Colorada
Acciona Energía
Señora Rosario
Chile S.A.
Nombre del
Proyecto
Ampliación parque
eólico Lebu
La Cachina
Talinay
Laguna Verde
Proyectos eólicos en calificación
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Andalué Ambiental
VIII
9
0,35
27,6
Limitada
Norcontrol
IV
66
0,30
173,0
Eólica Talinay S.A.
IV
500
0,35
1.533,0
Inversiones EW
V
24
0,30
63,0
Ltda.
48
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Chome
Punta Curaumilla
Las Dichas
Lebu Sur
Hacienda Quijote
Punta Palmeras
La Gorgonia
El Pacífico
Nombre del
Proyecto
Dongo
CarilafquénMalalcahuello
Tacura
La Paloma
El Manzano
Río Blanco
Rupanco
Río Nalcas
Palmar - Correntoso
Río Blanco,
Hornopirén
San Clemente
Balalita
Ingeniería Seawind
Sudamérica Ltda.
Handels und Finanz
AG Chile S.A.
Norcontrol Chile
S.A.
Inversiones
Bosquemar
Ingeniería Seawind
Sudamérica Ltda.
Acciona Energía
Chile S.A.
Eolic Partners Chile
S.A.
Eolic Partners Chile
S.A.
VIII
12
0,35
36,8
V
9
0,42
33,0
V
16
0,35
49,1
VII
108
0,35
331,1
IV
26
0,35
79,7
IV
103,5
0,35
317,3
IV
76
0,35
233,0
IV
72
0,35
220,8
Total
1.021,5
Total
3.097,4
Proyectos mini-hidráulicos aprobados
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Hidroeléctrica
X
5
0,7
30,7
Dongo Ltda.
Eduardo Jose
IX
18,3
0,63
100,0
Puschel Schneider
Mario García
IX
5,87
0,7
36,0
Sabugal
Hidroenergía Chile
IV
4,5
0,7
27,6
Ltda.
Ambar S.A.
IX
4,7
0,7
28,8
Hidroaustral S.A.
X
5,5
0,7
33,7
HidroAustral S.A.
HidroAustral S.A.
Hidroenergía Chile
Ltda.
Colbún S.A.
Hidroeléctrica Río
Turbio Ltda.
X
X
3,5
13
0,7
0,7
21,5
79,7
X
18
0,7
110,4
VII
6
0,7
36,8
IV
10,94
0,75
72,8
49
Un análisis del futuro energético chileno
Convento Viejo
Lircay
Pulelfu
Chilcoco
Alto Cautín
Trueno
Don Alejo
Nombre del
Proyecto
Piruquina
Mariposas
Ensenada-Río
Blanco, parte 2
Butamalal
El Diuto
Guayacán
Nombre del
Proyecto
Planta de
Cogeneración de
Energía Eléctrica y
Vapor con Biomasa
en CFI Horcones
Central
Hidroeléctrica
Convento Viejo S.A.
Hidromaule S.A.
Generación
Eléctrica
Ganadera y Forestal
Carrán Ltda.
Agrícola Río Blanco
S.A.
Ganadera y Agrícola
Ltda.
Sociedad
Generadora
Eléctrica Generhom
Ltda.
VI
14
0,7
85,8
VII
19,04
0,7
114,6
X
9
0,7
55,2
XIV
12
0,7
73,6
IX
6
0,7
36,8
IX
4,15
0,7
25,4
61,3
XIV
10
0,7
Total
169,5
Total
1.030,7
Proyectos mini-hidráulicos en calificación
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Endesa ECO
X
7,6
0,5
30,4
Hidroeléctrica Río
VII
6
0,7
36,8
Lircay S.A.
Hidroeléctrica
X
6,8
0,7
41,7
Ensenada S.A.
RPI Chile Energías
VIII
11
0,49
59,0
Renovables S.A.
Asociación de
VIII
3,16
0,75
21,5
Canalistas del Laja
Sustentable.cl S.A.
RM
10,4
0,7
63,8
Total
45,0
Total
253,2
Proyectos biomasa aprobados
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Celulosa Arauco y
Constitución S.A.
VIII
31
0,9
244
50
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Sistema de
Cogeneración
de Energía con
Biomasa Vegetal
Cogeneración
Masisa Cabrero
Sin información
San Francisco de
Mostazal
Compañía Papelera
del Pacífico /
Empresas Coipsa
S.A.
VIII
VI
Total
Nombre del
Proyecto
Planta Térmica
Cogeneración
Viñales
Nombre del
Proyecto
Modificaciones
Central
Hidroeléctrica Laja
Trupán
Casualidad
El Paso
San Pedro
Chacayes
Ñuble
Rucatayo
La Higuera
9,6
0,9
15
55,6
76
112
Total
432
Proyectos biomasa en calificación
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Aserraderos Arauco
S.A.
VIII
41
0,9
323
Proyectos hidráulicos aprobados
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Alberto Matthei e
Hijos Ltda.
Asociación de
Canalistas Canal
Zañartu
HidroAustral S.A.
HydroChile S.A.
Colbún S.A.
Pacific Hydro Chile
S.A.
CGE Generación
S.A.
HidroSur
Compañía
Hidroeléctrica La
Higuera S.A.
VIII
36
0,7
220,8
VIII
36
0,7
220,8
XIV
VI
XIV
21,2
26,8
160
0,7
0,6
0,7
130,0
137,4
960,0
VI
106
0,7
650,0
VIII
136
0,7
700
XIV
60
0,7
300
VI
155
0,7
950,4
51
Un análisis del futuro energético chileno
Confluencia
Nombre del
Proyecto
Alto Maipo
Osorno
Los Cóndores
Los Lagos
Nombre del
Proyecto
Compañía
Hidroeléctrica La
Higuera S.A.
VI
145
0,7
Total
882,0
Total
Proyectos de gas natural aprobados
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
AES Gener S.A.
VIII
396
0,9
3.122,1
Endesa
V
240
0,9
1.892,2
V
580
0,9
4.572,7
V
60
0,9
473,0
Total
Los Robles
Coronel
Campiche
Ampliación
Bocamina
Nueva Ventanas
5.158,5
Proyectos hidráulicos en calificación
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
AES GENER S.A
RM
542
0,7
2.350,0
Empresa Eléctrica
inter58,2
0,7
349,0
Pilmaiquén S.A
regional
Endesa
VII
150
0,7
560,0
Empresa Eléctrica
X
52,9
0,7
307,0
Pilmaiquén S.A.
Total
803,1
Total
3.566
Santa Lidia
Quinteros
Central Combinada
ENAP S.A.
ERA
Hidroeléctrica La
Ampliación Colmito
Higuera S.A.
Nombre del
Proyecto
889,1
1.276
Total
10.060,0
Proyectos de carbón aprobados
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
AES Gener S.A
VII
750
0,9
5.913,0
Colbun S.A.
VIII
700
0,9
5.518,8
AES Gener S.A.
V
270
0,9
2.128,7
Endesa
VIII
350
AES Gener S.A
V
Total
250
2.320
0,9
2.759,4
0,9
Total
1.971,0
18.291
52
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Nombre del
Proyecto
Punta Alcalde
Unidad 5 Central
Térmica Guacolda
S.A.
Termoeléctrica
Castilla
Termoeléctrica
Cruz Grande
Termoeléctrica
Energía Minera
Central Térmica RC
Generación
Termoeléctrica
Barrancones
Proyectos de carbón en calificación
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Endesa
III
740
0,9
5.834,2
Empresa Eléctrica
Guacolda S.A.
III
152
0,9
1.198,4
III
2.100
0,9
16.556,4
IV
300
0,9
2.365,2
Energía Minera S.A.
V
1.050
0,9
8.278,2
Río Corriente S.A.
V
700
0,9
5.518,8
Central Térmica
Barrancones S.A.
IV
600
0,9
4.730,4
Total
44.481,6
MPXEnergía de
Chile Ltda.
Abastecimientos
CAP S.A.
Total
Nombre del
Proyecto
Termoeléctrica
Maitencillo
Los Espinos
Diego de Almagro
Central El Peñón
Central Térmica
Generadora del
Pacífico
Termoeléctrica
Diego de Almagro
Central Eléctrica
Teno
Central Eléctrica
Colihues
Gerdau AZA
5.642
Proyectos de diesel aprobados
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Empresa Eléctrica
III
66,5
0,9
524,3
Vallenar
Termoeléctrica Los
IV
100
0,9
788,4
Espinos S.A.
Bautista Bosch
III
72
0,9
567,6
Ostalé
Energía Latina S.A.
IV
90
0,9
709,6
Generadora del
Pacífico S.A.
III
96
0,9
756,9
Energía Latina S.A.
III
60
0,9
473,0
Energía Latina S.A.
VII
65
0,9
512,5
VI
25
0,9
197,1
III
69
0,9
544,0
Minera Valle
Central
Gerdau AZA
Generación
53
Un análisis del futuro energético chileno
Turbina de respaldo
Los Guindos
Ampliación
Chucaya
Ampliación
Pelohuén
Trapén
Turbina en Central
Cardones
Punta Colorada
Energy Generation
Development S.A.
Sin proponente
conocido
PSEG Generación y
Energía Ltda.
Energía Latina S.A.
S.W. Consultoría
S.A.
Compañía Barrick
Chile Generación
Ltda.
VIII
X
Termoeléctrica
Castilla
Generación de
respaldo Peumo
0,9
1.040,7
17,5
0,9
138,0
6,4
0,9
50,6
X
90
0,9
709,6
III
165
0,9
1.300,9
IV
32
0,9
252,3
Total
Nombre del
Proyecto
132
1.086,4
Total
8.565,3
Proyectos de diesel en calificación
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
MPXEnergía de
III
254
0,9
2.002,5
Chile Ltda
Río Cautín S.A.
VII
100
0,9
Total
354
Total
788,4
2.790,9
Proyectos de desarrollo anticipado
Nombre del
Proyecto
Chiloé
Pichilemu
Arauco
Santa Guadalupe
Bellavista
Nuevos Aires
Proyectos eólicos Alpha
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Pacific Hydro S.A.
X
10
0,30
26,3
Wireless Energy
VI
3 a 9*
0,35
27,6
Lahmeyer
VIII
20
0,30
52,6
International
Branko Stambuk
V
9
0,35
27,6
Soltec Energías
VII
9
0,30
24
Renovables Ltda.
David Soto
VII
20
0,35
61,3
* Se uso el rango mayor de generación de energía: 27,6 GWh/año.
54
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
El Curaco
El Rosal
Morhuilla
Pullay
Negrete
Nombre del
Proyecto
Estancia Flora
El Tangue
Ovalle
Puclaro
Vallecito
La Costa
La Capilla
San Juan
El Pangal
Chanco
Constitución
Lebu (proyecto
Bosquemar)
Matanza
Parque eólico
Puerto Montt
Punta Colorada 4
Leonardo Valencia
Leonardo Valencia
Leonardo Valencia
Leonardo Valencia
Servicio Evangélico
para el Desarrollo
VIII
VIII
VIII
VIII
20
15
20
15
0,35
0,35
0,35
0,35
61
46
61,3
45,9
VIII
20
0,38
66
Total
167
Total
499,6
Proyectos eólicos Beta
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Luis Hernán
VII
10
0,30
26,3
Gardeweg
EPS Ingeniería
y Consultoría de
IV
100
0,30
263
Proyectos Ltda.
Ingeniería Seawind
IV
10
0,29
25
Sudamérica Ltda.
Ingeniería Seawind
IV
10
0,25
22
Sudamérica Ltda.
Patsy McCormick
IV
15
0,32
42
Coast Wind Energy
V
9
0,36
28
EPS Ingeniería
y Consultoría de
V
8
0,32
22,4
Proyectos Ltda.
Inversiones Espolón
V
40
0,30
105
S.A.
Servicios Eólicos
VI
8,5
0,34
25,5
S.A.
Ecoingenieros Ltda.
VII
20
0,31
54
Inversiones
VII
20
0,26
45,5
Bosquemar
Inversiones
VIII
60
0,3
157,68
Bosquemar
Nova Energy Ltda.
VI
100
0,3
250
Handels und Finanz
X
20
0,3
60
AG Chile S.A.
Ingeniería Seawind
IV
16
0,26
42
Sudamérica Ltda.
Total
446,5
Total
1.168,4
Un análisis del futuro energético chileno
Nombre del
Proyecto
Huentelauquén
Dunas de Chanco
Llay Llay
Nombre del
Proyecto
Cerrillos
Nombre del
Proyecto
Canal Zañartu 1
Canal Zañartu 2
Canal Zañartu 3
Longaví
El Taique
Providencia
San José Alto
San José Bajo
Antuco
Bío Bío Norte 1
Bío Bío Norte 2
Chacayal
Clarín
55
Proyectos eólicos Gamma
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Ingeniería Seawind
IV
9
0,28
22
Sudamérica Ltda.
Ecoingenieros Ltda.
VII
20
0,3
52,5
Handels und Finanz
V
40
0,3
98
AG Chile S.A.
Total
69
Total
172,5
Proyectos mini-hidráulicos Alpha
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Patricio Atton
X
6,5
0,68
25,0
Proyectos mini-hidráulicos Beta
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Actic Consultores
VIII
1,1
0,7
4,8
Actic Consultores
VIII
0,7
0,7
3,0
Actic Consultores
VIII
9
0,7
43,3
Enerconsul Ltda.
VII
10 a 20*
0,7
113,9
Hidroeléctrica Tres
X
3
0,7
17,9
Palos
Inversiones
VII
5,6
0,7
26,2
Herborn Ltda.
Hidrowac y Cía.
RM
7,6
0,7
39,1
Hidrowac y Cía.
RM
2,2
0,7
11,0
Hidrogen (Mario
VIII
1
0,65
5,7
Ruminot)
Hidrogen (Mario
VIII
0,5
0,65
2,9
Ruminot)
Hidrogen (Mario
VIII
0,7
0,65
4,0
Ruminot)
Hidrogen (Mario
VIII
0,4
0,65
2,3
Ruminot)
Agrícola Antares
XI
5
0,8
35,0
* Se uso el rango mayor de generación de energía: 113,9 GWh/año.
56
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Hidrogen (Mario
Ruminot)
El Tártaro
Jorge Wenke
Hidrogen (Mario
Liai
Ruminot)
Asociación de
Munilque
Canalistas Bío Bío
Paraíso Escondido Patricio Alday
Hidrogen (Mario
Quilme
Ruminot)
Quiltripe
Geoquim S.A.
Río Avilés
Agrícola Antares
Río Claudio Vicuña Agrícola Antares
Hydroventura Cile
Río Colorado
S.A.
Río Furioso
Agrícola Antares
Fundo San José
Río José
Ltda.
Bosques de Chiloé
San Pedro
S.A.
Duqueco
Nombre del
Proyecto
Asociación de
Canalistas Bío Bío
Negrete
Candelaria
Cayucupil
La Leonera
Los Hierros
Desarrollo IV
Región
Puyehue
Faja Maisán
VIII
0,5
0,65
2,8
V
0,2
0,85
1,0
VIII
1,5
0,65
8,5
VIII
1,5
0,8
10,5
IX
1,8
0,7
11,0
VIII
2
0,65
11,3
IX
XI
XI
0,8
3
3
0,67
0,65
0,65
4,9
16,0
16,0
X
3
0,6
16,0
XI
2
0,65
11,0
IX
1,6
0,75
9,2
XIV
2
0,65
11,4
Total
79,7
Total
438,7
Proyectos mini-hidráulicos Gamma
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Asociación de
Canalistas Bío Bío
VIII
2,4
0,7
13,7
Negrete
Inversiones
X
15
0,7
85,0
Candelaria
Mantex S.A.
VIII
3
0,7
17,0
Limited Engineer
X
9,1
0,7
44,7
Edic
Arcadis Geotecnia
VII
19,2
0,7
92,3
GPE- Gestión de
IV
5,6
0,7
24,0
Proyectos Eléctricos
GPE - Gestión de
X
1,2
0,7
8,0
Proyectos Eléctricos
Gesche Ingenieros
IX
0,8
0,7
4,4
Ltda.
57
Un análisis del futuro energético chileno
Río Blanco
Cade Idepe
Gesche Ingenieros
Estación Quintrilpe
Ltda.
Peuma Energía
Peuma
Ltda.
Hidroeléctrica San Gesche Ingenieros
José
Ltda.
Quillayleo
Mario Ruminot
Truful Truful
Mario Ruminot
Chilcoco
Carrán
Coyanco
Fundo El Toyo
El Toyo 1
Fundo El Toyo
El Toyo 2
Fundo El Toyo
El Toyo 4
Fundo El Toyo
Conducción
Procivil Ingeniería
hídrica unificada y
Ltda.
presurizada
Nombre del
Proyecto
Sepade
Opuntia Energía
Verde
Nombre del
Proyecto
Sistema
Biodigestión
Desecho Industrial
Curacautín
Dinahue
Planta Biomasa
Ligno-Celulosa
X
3,7
0,7
21,5
IX
0,7
0,7
5,1
IX
2
0,7
11,0
IX
1,6
0,7
9,8
VIII
IX
XIV
RM
RM
RM
RM
0,5
0,6
11,5
1,2
20
20
20
0,7
0,7
0,82
0,65
0,43
0,41
0,54
4,0
5,0
76,3
6,8
70,7
70,7
94,3
VI
7,5
0,75
50,0
Total
145,6
Total
714,3
Proyectos Biomasa Alpha
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Sepade
VII
1,2
10
DUAM S.A.
IV
3
Total
4,2
23
Total
32
Proyectos Biomasa Beta
Potencia
Factor de Energía
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
MW
Marcos Chávez
Forestal Comaco
S.A.
Forestal Comaco
S.A.
Agromática y
Electromática
VIII
0,5
4
IX
4,5
36
VIII
4,5
36
VIII
9,5
65
58
Planta Agroenergía
Los Ángeles
Planta Biomasa 28
MW
Planta
Cogeneración
basada en
plantaciones
dendroenergéticas
El Molle
Energía térmica y
eléctrica basada en
purina
Planta
termoeléctrica
basada en biomasa
forestal
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Sociedad
Comercial Riegotec
Internacional Ltda.
VIII
5
Cagliari
VIII
28
GreenWood
Resources Chile
S.A.
VIII
Energías
Renovables MDL
Ltda.
V
9,5
10
40
0,91
224
0,8
79
0,85
75
Sustenta Ltda.
VIII
0,3
0,95
3
Forestal Tricahue
VIII
7,5
0,92
6
Total
79,3
Total
568
Proyectos Biomasa Gamma
Potencia
Factor de Energía
Nombre del
Empresa
Región instalada
capacidad GWh/año
Proyecto
MW
ProArauco
ProArauco S.A.
VIII
2,5
20
GPR (Gestión
Bioenergía Valle del
deProyectos
V
1
4
Aconcagua
Regionale)
Coltauco
L & P Consultores
VI
1,8
0,9
14
Energías
Renovables de
V
2,7
21
Laguna Verde
Chile, Soluciones
Energéticas Ltda.
Marchigue
Gafonac S.A
VI
8
67
Total
16
Total
126
59
Un análisis del futuro energético chileno
Apéndice B
Análisis de tecnologías de energía solar
Antecedentes
La energía solar como un aporte al SIC
En este anexo se entrega un breve análisis de como el potencial de energía solar puede llegar a ser un importante protagonista de la matriz de energía de Chile y especialmente, su potencial
en el SIC.
Este anexo describe la evolución de las tecnologías de energía
solar en el corto y mediano plazo; cuáles son las superficies necesarias; la evolución probable de las tecnologías de energía solar;
la visión de las diferentes tecnologías de energía solar y su posible
evolución convirtiendo el potencial en proyectos de generación.
Evolución de las tecnologías de energía solar
Desde el siglo XIX, muchos pioneros han reconocido el enorme potencial de la energía solar como un recurso renovable y no
contaminante. En 1912 la planta solar Shuman-Boys, de 50 HP,
fue puesta en marcha en Meadi, Egipto, para el bombeo de agua
para riego. El sistema operó satisfactoriamente y era competitivo
con motores a carbón. El proyecto fue interrumpido por la Primera Guerra Mundial, si bien durante este conflicto el motor de
combustión interna se convirtió en una realidad técnica y fácilmente desplazó este “motor solar”.
Fue solo a raíz de la primera crisis del petróleo en 1973 que
surgieron iniciativas para comenzar nuevamente. En 1976 una
planta de igual potencia fue construida en Arizona con el mismo
propósito.
60
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Ambas plantas utilizan tecnologías similares con concentradores cilindro-parabólicos. Estos concentradores son relativamente
fáciles de construir y solo requieren de un sistema de seguimiento
en un eje.
Una evolución de esta tecnología fue llevada a cabo por LUZ
Industries. Ellos desarrollaron centrales de potencia eléctrica específicamente orientadas a abastecer demandas de punta. Entre
1981 y 1991 construyeron varios proyectos que en total producen
una potencia punta de 360 MW y que todavía se encuentran en
operación.
En ese periodo se estudiaron también otras tecnologías. Entre
ellas la que aplica el concepto de “Torre Central”, así como la
tecnología de “Paraboloides de Revolución” y grandes sistemas
fotovoltaicos que se conectan a la red eléctrica (con y sin seguimiento) en un rango de 1 a 10 MW de potencia eléctrica.
Durante los años noventa, gran parte de la investigación se postergó debido a los bajos precios del petróleo y una visión mundial
basada en el mercado y no en el ambiente. Pero cuando se evidenciaron síntomas de escasez, y ante el creciente problema del
calentamiento global, nuevos esfuerzos se comienzan a realizar
en el mundo.
La mayoría de los esfuerzos en tecnologías de energías renovables se han concentrado en la energía eólica, por la simple razón
de que en Europa (donde ha tenido lugar el mayor desarrollo e
investigación), el recurso eólico es mucho más abundante que el
recurso solar.
También se han realizado grandes esfuerzos en el desarrollo
de la industria fotovoltaica, la cual ha crecido sobre diez veces
desde el año 1980.
Mejoras en la electrónica, procesos de manufactura, materiales y en la ingeniería han permitido desarrollar nuevas y mejores
tecnologías de energía solar. La energía solar es un recurso con-
Un análisis del futuro energético chileno
61
fiable, abundante, no contaminante y ampliamente disponible en
el mundo, pero especialmente en el rango de Latitud ±30°. Sobre
el 60% de la energía solar disponible se encuentra en esta banda
de latitudes.
Actualmente, las tecnologías más utilizadas son las siguientes:
Sistemas cilindro-parabólicos. Estos sistemas proveen sobre el 90%
de la energía proveniente de CSP (energía solar concentrada) en
el mundo. Es la tecnología más madura, pero hay fundamentos
ópticos y termodinámicos que muestran que están llegando al límite de su potencial. Los sistemas cilíndricos están ópticamente
limitados a un rango de concentración entre 80 y 100 soles. Solo
con reflectores secundarios se puede alcanzar un rango entre 100
y 150 soles. Esto conlleva a bajas eficiencias del ciclo Rankine. Una
planta típica tiene una eficiencia total de alrededor de 18 a 20%
sin almacenamiento y de un 16 al 18% con almacenamiento. Variantes de este concepto incluyen los sistemas Fresnel Lineal, los
cuales tienen la ventaja de menor costo instalado por MW.
Sistemas de torre central. Los sistemas de torre central sobrepasan la limitación básica de los sistemas cilíndricos (en un rango
de 1.000 soles). Esto significa que fácilmente se pueden alcanzar
temperaturas sobre 1.000 ºC, por lo que las eficiencias del ciclo
Rankine son altas. Todavía hay problemas relacionados con los
heliostatos, con los absorbedores y con el almacenamiento de calor que deben ser resueltos. Los sistemas de Torre Central pueden
alcanzar fácilmente eficiencias de 30 a 35%. En este campo se
están dando avances significativos.
Sistemas de paraboloides distribuidos. En este caso se ocupan
grandes discos parabólicos (en el rango de 50 a 100 m2) los cuales concentran la luz solar en un foco pequeño. Luego se puede
62
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
utilizar un motor Stirling o (recientemente) celdas fotovoltaicas
especiales que están diseñadas para operar bajo grandes concentraciones solares, en un rango de 150 a 300 soles. Este es
un concepto modular que puede crecer rápidamente. Las eficiencias de conversión termodinámica se encuentran entre 30
y 45%, según la tecnología. La parte óptica de estos sistemas se
encuentra bien desarrollada, pero las mejoras deben ser realizadas en los motores Stirling y en las celdas fotovoltaicas para altas
concentraciones.
Sistemas fotovoltaicos sin concentración. Hoy en día son altamente estudiados y es una opción viable, pero principalmente para
generación distribuida. Esto significa que muchos sistemas pequeños alimentan la red de baja tensión, desplazando la generación
“convencional”.
La energía solar, aunque es un recurso variable, resulta muy
atractiva porque se puede predecir fácilmente en el corto, mediano y largo plazo. Este atributo permite que una central solar
pueda ser integrada a la red y proveer energía que se coordina
bien dentro de un sistema.
Evolución probable de CSP en el sistema chileno
Hoy en día, existen por lo menos cuatro proyectos en estudio
para generar electricidad utilizando tecnologías CSP. Aunque son
de relativamente baja potencia (en el rango de 5 a 20 MWe), pueden ser una plataforma para un desarrollo futuro de la tecnología.
Esto implica que para el año 2014, Chile debería tener instalado entre 10 a 20 MW de CSP, siendo esta una estimación
conservadora.
No se debe olvidar que un sistema CSP en Chile puede proveer
entre un 20 a un 40% más de energía que el mismo sistema en
España o en Estados Unidos. Esto se debe a la mayor radiación
disponible (claridad del cielo) así como también a menores di-
Un análisis del futuro energético chileno
63
ferencias entre invierno/verano debido a menores latitudes. La
mejor calidad del recurso representa así una ventaja significativa.
La energía solar es, sin duda, el mayor recurso energético a ser
promovido en el mundo. Con una superficie menor a 400 km2
en el norte, nuestras necesidades nacionales de energía podrían
alcanzarse el año 2025. Esto no es más que un cuadrado de 20
kilómetros por lado. Por esto el uso de la tierra no es una limitación, tampoco el recurso, sino que la disponibilidad y la evolución
de la tecnología.
Se espera que sistemas CSP y FV (fotovoltaica) evolucionen
dentro de los próximos 15 años, así como rápidamente evolucionó la energía eólica durante ese lapso. Chile podría fácilmente
convertirse en una plataforma de nivel mundial para acelerar el
desarrollo debido a la gran calidad del recurso disponible y a la
necesidad de energía eléctrica del sector minero. Sería realmente
revolucionario modernizar el sector minero pasando de un uso
intensivo del carbón, al uso de recursos renovables, particularmente de energía solar, eólica y geotérmica.
Para que esto suceda, es obvio que se necesita estimular el mercado y la innovación. Pero incluso con estímulos mínimos, por
lo menos 500 MWe provenientes de sistemas CSP deberían estar
operativos al año 2025. Tener menos representaría una gran falla
de las políticas energéticas.
Esta proyección conservadora se basa en los siguientes aspectos:
• Hoy en día, se tienen entre tres a cinco proyectos que contemplan generación con sistemas CSP en un rango de 4 a 40 MW.
• Por lo menos 10 a 20 MW van a estar instalados al año 2014.
• Proyectos de CSP son atractivos en un rango de 50 a 200 MWe.
• Tener 500 MWe en el SIC en el año 2025 implica tener 2 a 3
proyectos grandes.
• Este cambio proviene de la necesidad de reemplazar el uso
intensivo del carbón por tecnologías limpias, estas últimas de
excelente potencial.
64
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Sistemas solares fotovoltaicos FV
Suposiciones básicas
Un sistema solar fotovoltaico que se encuentra conectado a la
red puede inyectar cantidades significativas de potencia (y energía) a redes de baja tensión. Actualmente se estudian mecanismos
básicos para regular este tipo de sistemas.
Al costo actual de la energía eléctrica doméstica, la electricidad
producida por un sistema FV se encuentra en el mismo orden de
magnitud.
Un sistema simple conectado a la red puede ser pagado en un
periodo de 5 a 10 años si la red compra la energía a un valor que
fluctúa entre 70 y 100% de lo que el consumidor paga.
Se espera que la tecnología siga evolucionando y que los costos
de generación con FV bajen de los 4 a 5 dólares por Watt nominal
a la mitad en no más de 10 años.
Con estas suposiciones, se espera que al año 2025 no menos
del 5% de las casas entre Santiago y Copiapó puedan contar con
sistemas integrados a la red. Esto significa unos 75 MWe de potencia y una producción de 129 GWh.
Un buen programa de estímulos podría fácilmente multiplicar
esto por un factor de 5 a 10 (y esto podría incluir instalaciones
industriales para reducir demandas de potencia). Si esto ocurre
como se plantea, para el año 2025 podría haber un total de 375 a
750 MW de sistemas fotovoltaicos conectados a la red, generando
anualmente entre 645 y 1.290 GWh.
En los siguientes párrafos se explica como fueron abordadas
estas suposiciones.
Hoy en día, especialmente en Europa, los sistemas fotovoltaicos conectados a la red se han convertido en la principal fuente
de energía en miles de instalaciones.
Un análisis del futuro energético chileno
65
Los incentivos para implementar estos sistemas incluyen:
• El uso de tarifas “feed in”. Esto significa que al dueño del
sistema se le paga un precio garantizado por cada kWh que inyecta a la red; generalmente mayor al precio del kWh que usa.
Este método tiene mucho sentido cuando se requiere acelerar la curva de aprendizaje de los sistemas –este es el caso de
Europa– o se quiere tomar ventaja en los casos en que la demanda de punta coincide con el horario de mayor radiación
–el caso de España y Estados Unidos–, como consecuencia
de las grandes cargas eléctricas necesarias para enfriamiento.
Los sistemas fotovoltaicos son una alternativa modular y distribuida que refuerza el sistema eléctrico.
• En Estados Unidos muchas compañías subsidian una parte del
costo del sistema (usualmente un 30 a 40%). De esta manera,
el dueño solo paga el exceso de energía que consume.
Ambos sistemas han movido el sector industrial, los precios han
bajado considerablemente y nuevas tecnologías están en estudio y
deberían estar disponibles en no más de 4 a 8 años.
En Chile todavía estamos en los primeros pasos de estos sistemas. Actualmente se construye un proyecto en Combarbalá,
donde 114 casas (de un prgrama de viviendas sociales) van a tener un sistema fotovoltaico conectado a la red, con una potencia
nominal de 10 kWh. Conafe, el distribuidor local de energía, ha
acordado comprar la energía producida y se estudia la fijación de
un precio justo.
Para sistemas mayores, el precio se fija según el nudo más cercano, según la segunda modificación de nuestra ley eléctrica.
A continuación se muestra la cantidad de energía posible de
producir por metro cuadrado con un sistema fotovoltaico, tanto
en Santiago como en Copiapó. Se han elegido estas localidades
por ser representativas en el Sistema Interconectado Central.
66
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Tabla 18: Radiación incidente en Santiago
Santiago
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Total
Hh
[kWh/m2día]
7,3
6,4
5,0
3,5
2,3
1,8
2,1
2,8
3,7
5,2
6,6
7,3
H_coll
[MJ/m2]
23,5
22,4
19,8
15,6
11,5
8,9
10,5
12,7
14,9
18,8
21,8
23,2
H_coll
[kWh/m2día]
6,5
6,2
5,5
4,3
3,2
2,5
2,9
3,5
4,2
5,2
6,0
6,5
H_coll
[kWh/m2mes]
202,1
174,2
170,1
130,3
99,5
74,5
90,3
109,5
124,5
161,9
181,4
200,1
1.718,4
Tabla 19: Radiación solar en Copiapó
Copiapó
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Total
Hh
[kWh/m2día]
7,3
6,7
5,6
4,2
3,3
3,0
3,3
4,1
5,3
6,4
7,2
7,2
H_coll
[kWh/m2día]
6,3
6,3
5,9
5,0
4,4
4,4
4,7
5,2
5,9
6,3
6,3
6,1
H_coll
[kWh/m2mes]
196,7
175,7
183,6
149,7
135,4
131,4
145,3
160,3
176,1
194,4
189,8
188,5
2.026,8
En Santiago se considera una inclinación de 35 grados y en Copiapó de 30 grados. Se ocupa la metodología de Liu and Jordan
para calcular la radiación incidente en un plano inclinado.
Un análisis del futuro energético chileno
67
Como suposición base, con las tecnologías actuales 1 m2 de
celdas produce entre 100 a 150 Watt de potencia máxima con una
radiación de 1.000 W/m2. En sistemas de gran capacidad, el costo
de instalaciones es de 4 a 6 dólares por Watt.
De las tablas se puede colegir que en Santiago 1 m2 de celdas
produce 172 kWh al año y el mismo panel produce 203 kWh al
año en Copiapó.
Hoy el costo de electricidad es de 150$/kWh, o más (0,25 US$/
kWh). Luego, el sistema entrega 43 o 51 dólares, según se encuentre en Santiago o en Copiapó. Esto significa que el usuario podría
pagar la instalación en un periodo de 6 a 10 años.
Ello en la situación actual, pero cualquier reducción significativa de los sistemas haría esta opción más atractiva. Habría un
beneficio adicional que es la protección parcial de la inflación de
los precios.
Si el costo de potencia instalada baja a un valor cercano a
3 US$/Watt –lo cual debería suceder en no más de 4 a 8 años–, los
siguientes escenarios se volverían altamente probables.
Dentro de los próximos 2 a 5 años se deberían ver varios proyectos experimentales en línea. Esto entregaría experiencia en los
sistemas y ayudaría a capacitar gente. La potencia instalada total
no sobrepasaría algunos cientos de kW.
Cuando los costos de potencia nominal bajen a 3 dólares por
Watt nominal, la tecnología debería despegar.
Con solo 10 m2 de celdas fotovoltaicas en una casa se producirían 1.720 kWh en Santiago y 2.030 kWh en Copiapó. Esta
energía satisface casi la totalidad de la demanda eléctrica en un
hogar. El factor de capacidad es cercano a 0,2 en Santiago y 0,23
en Copiapó.
Si se desarrolla una tecnología barata de almacenamiento dentro de los próximos 10 años (lo cual es altamente probable debido
a los esfuerzos en desarrollar autos eléctricos), los sistemas serían
aún más atractivos, ya que la energía se podría almacenar durante
68
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
las horas fuera de punta y la red la compra al dueño del sistema
en las horas punta.
En conclusión:
• Al precio actual de nuestra energía, un sistema fotovoltaico conectado a la red es económicamente factible como una forma
de satisfacer demandas de energía y potencia.
• Bajas en los costos de instalación de un 30 a un 40% convierten
la tecnología en una opción muy atractiva.
• Los sistemas fotovoltaicos conectados a la red deberían inyectar energía en la red de baja tensión, en puntos cercanos al
consumo final para minimizar las pérdidas.
Superficie utilizada por sistemas solares
Desde el punto de vista de disponibilidad del recurso, se puede
demostrar que los lugares con mayor radiación incidente están
dentro del “cinturón solar”, en el rango de latitud ±30°. Los factores que aumentan la radiación son:
• Cielos claros: La ausencia de nubes incrementa la disponibilidad del recurso al nivel de superficie. Esto es típico en las
regiones áridas.
• La altitud y menor contenido de humedad: Ambos factores aumentan la disponibilidad del recurso. Mayores altitudes significa menor masa atmosférica para el paso de los rayos solares y
menor humedad aumenta el recurso.
En el caso del desierto de Atacama en el norte de Chile y en el
sur de Perú, ambos factores se aplican. Las regiones áridas se encuentran en altitudes entre 1.000 a 3.000 metros sobre el nivel de
mar, las precipitaciones son escasas en el año y lo común es tener
cielos totalmente despejados.
Según datos obtenidos desde la Word Radiation Data Centre
(WRDC), las condiciones que prevalecen cerca de Calama se muestran en la Tabla 20. Los datos fueron tomados en el aeropuerto,
69
Un análisis del futuro energético chileno
el cual está a unos pocos kilómetros de Chuquicamata, donde se
encuentra la mina de cobre a cielo abierto más grande del mundo.
También se puede apreciar que el promedio anual de radiación en
superficie horizontal es de 6,4 kWh/m2 al día. Además el promedio
anual de la duración del cielo despejado es un 90% del valor si el
cielo estuviera perfectamente claro durante el año.
Solamente estableciendo una inclinación de la superficie colectora en 25 grados, se favorece considerablemente el proceso, si se
instala un sistema de seguimiento la energía disponible aumenta
por lo menos en un 20%.
De los datos se pueden ver las excepcionales condiciones de
energía solar. Esto fue reconocido tempranamente por investigadores del tema, como George Abbott, del Instituto Smithsoniano.
El Dr. Abbott instaló y operó un observatorio de energía solar
cerca de Calama, en un lugar llamado Moctezuma, desde 1913
hasta la mitad de 1930, aproximadamente. El trabajo realizado en
este observatorio fue esencial en la determinación de la constante
solar.
Tabla 20: Características de la radiación solar en Calama -22° 29’ S
Copiapó
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Hh
[kWh/m2dia]
8,0
7,1
6,5
5,7
4,7
4,4
4,6
5,4
6,4
7,5
8,2
8,4
H_coll
[kWh/m2día]
11,4
10,6
10,3
10,4
9,9
9,9
10,0
10,2
10,6
11,5
12,0
11,8
H_coll
[kWh/m2mes]
86,0
83,5
84,7
90,6
90,5
93,0
92,7
91,1
89,5
91,6
91,7
88,7
70
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Se debe poner énfasis en que esto no es único en Calama, sino
una condición típica del norte de Chile. El autor realizó un proyecto de medición de radiación global y difusa en la mina de cobre El
Salvador durante dos años y los resultados fueron similares.
A continuación se muestran los cálculos referentes a la superficie utilizada para producción eléctrica.
Los cálculos se realizan de la forma más simple y clara posible. Se
han utilizado los siguientes parámetros:
• Los cálculos son realizados utilizando los datos de Calama. Estos
datos son típicos del norte de Chile.
• En todos los casos se va a considerar una potencia instalada teórica de 100 MWe. La planta va a ser dimensionada para operar
24 horas al día entre los equinoccios de primavera y otoño. La
producción en invierno va a decaer levemente, por lo tanto está
implícito que se necesitará alguna forma de almacenamiento.
• La mayor “incógnita” en los cálculos es el factor de superficie
utilizado. Esto significa cuánta más superficie se requiere debido
a la separación necesaria entre filas para no producir sombreamiento entre ellas.
Para calcular el área necesaria para otras potencias, se multiplica
por la nueva potencia requerida. Por ejemplo, una central de 2.700
MW utilizaría 27 veces el área necesaria para una central de 100 MW.
Sistemas fotovoltaicos
Dos casos van a ser analizados, uno sin seguimiento y un segundo
con seguimiento diurno.
Se realizan las siguientes suposiciones:
• Eficiencia de conversión global de un 15%. Esto es menor que
la eficiencia del 18 al 20% de las celdas, pero toma en cuenta las
pérdidas de almacenamiento y por conversión.
• Para un sistema fijo la inclinación será de 20 grados y se utiliza un
factor de espacio de 1,3. Esto significa que el área final será un
30% mayor que el área recolectora.
71
Un análisis del futuro energético chileno
• Para un sistema con seguimiento, la energía recolectada aumenta en 1,3 veces respecto a un sistema fijo. Sin embargo el
área necesaria será el doble del área neta de captación, de tal
forma de evitar la interferencia entre los módulos. Esto es solo
una aproximación.
Sistema FV fijo
La disponibilidad de energía asumiendo una inclinación de
20 grados se muestra en la Tabla 19. Para una instalación de 100
MW, la producción de energía en 24 horas sería.
E = 100kW x 24hr = 100 x 1.000kW x 24hr = 2,4 x 106 [kWh]
Dado que la disponibilidad de energía solar es aproximadamente 6,5 [kWh/m2día], se necesitaría una superficie neta de:
2,4 x 106[kWh]
S=
= 2,462 x 106 [m2]
kWh
x 0,15
6,5
2
[
m día
]
Esto es una superficie de 320 hectáreas para un sistema de 100
MW, incluyendo el espaciamiento. Para una planta de 2.700 MW
(teórico) la superficie necesaria sería de 8.640 há = 86,4 kilómetros cuadrados.
Sistema FV con seguimiento
En este caso se asume que el área necesaria será de:
S=
[
6,5
2,4 x 106[kWh]
kWh
m2día
]
= 1,893 x 106[m2]
x 1,3 x 0,15
La superficie bruta es el doble de la superficie neta y cercana a
378,7 hectáreas para una central de 100 MW y de 10.225 hectáreas
para una de 2.700 MW.
En conclusión, se puede ver que para un sistema de 100 MW
nominal, se necesitarían entre 320 y 380 hectáreas.
72
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Concentración FV
Esta tecnología es distinta en el sentido de que se sigue al sol
y la radiación concentrada es capturada por celdas FV avanzadas
multiunión. Estas tienen mayores eficiencias que las celdas unión.
De hecho, altas eficiencias, sobre 50%, son alcanzables.
En este caso se va a asumir una eficiencia de conversión global
del 30% y un factor de superficie 2. Esto significa que se va a necesitar el doble del área de captación (similar a los sistemas FV con
seguimiento).
Los cálculos son los siguientes:
S=
2,4 x 106[kWh]
kWh
x 1,3 x 0,3
6,5 2
[ ]
= 0,947 x 106[m2]
m día
El área bruta es el doble que la neta y es cercana a 189,3 hectáreas para una planta de 100 MW y de 5.111 hectáreas para una
planta de 2.700 MW.
Colectores cilindro parabólicos
De nuevo se va a asumir una superficie bruta del doble de la
superficie neta de captación. Dado que el sistema de seguimiento
es en un eje (este-oeste), el aumento de la eficiencia es solo de un
20% y se asume también una eficiencia global de un 20%. Esto es
como sigue:
S=
2,4 x 106[kWh]
6,5
[ ]
kWh
m2día
x 1,2 x 0,2
= 1,538 x 106[m2]
La superficie bruta es el doble de la superficie neta y del orden
de 307,7 hectáreas para un sistema de 100 MW y de 8.308 hectáreas para un sistema de 2.700 MW.
Tecnología concentrador Stirling
Los motores Stirling tienen el potencial de alcanzar la eficiencia del ciclo de Carnot. Además tienen pocas partes móviles y una
73
Un análisis del futuro energético chileno
mayor vida útil. Se han construido motores con una eficiencia térmica sobre un 50%, y alcanza eficiencias globales de captación de un
30% (incluyendo las pérdidas del reflector). Los cálculos son como
sigue:
S=
2,4 x 106[kWh]
kWh
x 1,3 x 0,3
6,5 2
[ ]
= 0,947 x 106[m2]
m día
La superficie bruta es el doble de la superficie neta y del orden
de 189,3 hectáreas para un sistema de 100 MW y de 5.111 hectáreas
para un sistema de 2.700 MW.
Torre central
Ha habido muchas mejoras en el concepto de torre central.
Dado que se pueden alzanzar temperaturas cercanas a 1.000ºC, se
pueden alcanzar grandes eficiencias de Carnot. En este análisis teórico se asume una eficiencia global de conversión del 25%, la energía aumenta en 1,3 debido al sistema de seguimiento y la superficie
aumenta en un factor 2. Los cálculos son como sigue:
S=
6,5
2,4 x 106[kWh]
[ ]
kWh
m2día
= 1,136 x 106[m2]
x 1,3 x 0,25
La superficie bruta es el doble de la superficie neta y del orden
de 227,2 hectáreas para un sistema de 100 MW y de 6.134 hectáreas
para un sistema de 2.700 MW.
Conclusiones
Del análisis previo se concluye que utilizando tecnologías de
energía solar, la superficie total utilizada es del mismo orden de
magnitud, y en algunos casos es menor que los proyectos hidroeléctricos que se están proyectando en la región de Aysén. Dado que la
fuente de energía está más cercana a los centros de consumo, las
pérdidas por transmisión serían menores.
74
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Apéndice C
Análisis geotérmico
Energía geotérmica
En la actualidad, el grado de desarrollo de los proyectos de generación eléctrica que usan la geotermia como fuente energética
para Chile, corresponde en general a una etapa de exploración
detallada del recurso.
En el presente análisis, se considera por parte del Estado la
promulgación de leyes de fomento al desarrollo de los proyectos
geotérmicos que aborde incentivos económicos, disminuya el riesgo de inversión, mejore el proceso de tramitación de concesiones
y desarrolle el conocimiento en las zonas de interés.
En este contexto, se identifican las áreas de interés y potenciales de generación eléctrica que se señala en la figura 7.4
Figura 7: Estimación del potencial de generación geotérmica para Chile
CNE 2005 / Potencial MW
Puchuldiza
25 – 150
Apacheta
150 – 250
El Tatio
La Torta
100 – 400
Volcán San José
50 – 100
Termas del Flaco
10 – 50
Calabozo
300 – 1.000
Laguna del Maule
50 – 200
Nevados de Chillán 50 – 250
Copahue
100 – 250
Carrán
Puyehue
100 – 300
Otros: 300 – 400
Total: 1.235 – 3.350
Concesiones de
recursos GEOtermales
OPCIONES de
recursos GEOtermales
NombreTamaño MW
NombreTamaño MW
Pampa Apacheta
150 – 250
Puyehue
La Torta
100 – 400
Laguna del Maule
50 – 200
Calabozo
300 – 1.000
Puchuldiza
25 – 150
Copahue
100 – 250
Otros
300 – 400
Subtotal
475 – 2 1.500
San José de Maipo
50 – 100
Nevados de Chillán
50 – 250
Termas del Flaco Subtotal
10 – 100 – 300
50
760 – 2.300
4 Lahsen, A. et al., 2005. Present Status of Geothermal Exploration in Chile. Acts of World
Geothermal Congress 2005.
Un análisis del futuro energético chileno
75
Sobre algunos de ellos, en cuanto al estado de avance de los estudios y dificultades de cada proyecto se puede resumir lo siguiente:
Pampa Apacheta: En estado de exploración.
Tatio-La Torta:
Existen pozos. A concretarse en el mediano
plazo.
Calabozo:
No tiene acceso en la actualidad, lo que complica la realización de obras. Estudio de factibilidad para la zona en elaboración.
Copahue:
No existe estudio de factibilidad para la zona
en la actualidad.
San José de Maipo: No existe estudio de factibilidad para la zona
en la actualidad.
Nevados de Chillán:Estudio de factibilidad para la zona en elaboración, con desarrollo de exploración profunda.
Termas del Flaco: No existe estudio de factibilidad para la zona
en la actualidad.
Puyehue y Carrán: Estudio de factibilidad para la zona en elaboración.
Laguna del Maule: Estudio de factibilidad para la zona en elaboración.
Puchuldiza:
Existen pozos. Debería concretarse en el mediano plazo.
Carranco:
Estudio de factibilidad para la zona en elaboración.
Los países en el mundo que lideran el desarrollo de la energía
geotérmica (Islandia, Nueva Zelanda y California en los Estados
Unidos) han implementado políticas que promueven el uso de esta
fuente de energía. Esto es porque han reconocido los beneficios
ambientales y la estabilidad que da la energía geotérmica a las redes
eléctricas. Esto se debe a la buena disponibilidad de las fuentes,
alto factor de planta y bajos costos de operación. Si somos capaces
76
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
de implementar políticas similares, la energía geotérmica puede ser
una parte relevante de nuestra matriz energética hacia 2025.
Con un desarrollo modular de las plantas, se podría considerar la
estimación de la Tabla 21, obteniendo una potencia instalada para el
SIC igual a 830 MW y una energía igual a 6.544 GWh al año.
Tabla 21: Proyección de capacidad instalada en el SIC a 2025
Proyecto
Calabozo
Copahue
San José de Maipo
Nevados de Chillán
Termas del Flaco
Puyehue / Carrán
Laguna del Maule
Carranco
Total
Capacidad MW
300
100
50
75
30
125
75
75
830
La estimación se encuentra sobre la base de que en el corto plazo se generen efectivos mecanismos de fomento al desarrollo de la
industria y considerando las tasas de crecimiento en la capacidad
instalada equivalente a la observada en aquellos países líderes en la
materia en el periodo 1990-2007. De la misma forma se integra la información con la evolución de la capacidad instalada mundial. Para
la estimación de la generación en cada área de interés, los límites
están dados por el potencial disponible de las fuentes geotérmicas
para generación eléctrica estimado por Lahsen et al.5 (2005).
Estos valores pueden ser logrados en el plazo propuesto únicamente si se posiciona a la geotermia como un pilar del desarrollo
energético nacional, generando los mecanismos de fomento necesarios.
5Ibídem..
Un análisis del futuro energético chileno
77
Ventajas
A continuación se presentan argumentos que justifican un
fuerte desarrollo en el mediano plazo, identificando algunas ventajas comparativas en la utilización de la geotermia.
Recurso abundante
Chile se encuentra ubicado en lo que se conoce como “Cinturón de Fuego del Pacífico”, región del planeta que se caracteriza
por su intensa actividad sísmica y volcánica. Asociado al volcanismo, existen numerosas áreas con actividad geotermal, distribuidas a lo largo del país, que podrían ser aprovechadas para la generación eléctrica. El potencial de generación para todo el país ha
sido estimado en 16.000 MWe (Lahsen, 1986).6
En el año 2005 Lahsen et al.,7 identificaron el potencial de las
principales áreas de interés, calculando para éstas un potencial de
generación eléctrica en el rango de 1235-3350 MWe.
Competitivos costos por kW instalado
Estudios de la experiencia internacional,8 indican que los costos por capacidad instalada promedio considerando las diversas
tecnologías utilizadas resulta ser de 1.699 [US$/kW]. El promedio para cada una de las tecnologías se puede resumir a continuación:
Promedio Flash Simple:
1.237 [US$/kW]
Promedio Flash Doble:
1.294 [US$/kW]
Promedio Total Flash:
1.276 [US$/kW]
Promedio Binario:
2.259 [US$/kW]
6 Lahsen, A., 1986. Origen y potencial de energía geotérmica en los Andes de Chile. In: Geología
y Recursos Minerales de Chile. Ed.: J. Frutos, R. Oyarzún, and M. Pincheira. Universidad de
Concepción, Chile.
7Ibídem
8 Klein C.W. et al., 2004. New Geothermal Site Identification and Qualification. GeothermEx,
Inc. 2004.
78
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Esto indica que la generación de electricidad a partir de la
energía geotérmica es competitiva en términos económicos en
relación con otras fuentes de energía renovable.
Factor de planta alto
El factor de planta en la generación eléctrica a partir de fuentes de energía geotérmica en la actualidad se ubica en el rango
de 86 a 95% (Geothermal Energy Association, 2008),9 encontrándose este valor en aumento junto con el desarrollo tecnológico.
Las nuevas plantas de energía geotermal son consideradas con
un factor de planta de 95% e incluso algunas alcanzan valores
de 98%.10 Debido a su extraordinaria seguridad, la energía geotermal es considerada una muy buena fuente energética para ser
carga base del sistema eléctrico. Esta ventaja junto con la gran
estabilidad del precio de la energía geotérmica, le entrega a esta
fuente de energía un alto valor como estabilizador de los precios,
el cual amortigua la dependencia y por lo tanto la alta volatilidad
del mercado de la energía frente a los precios de los combustibles
fósiles.
Impacto de generación en el SING
El crecimiento constante de la industria permitirá construir
una red confiable de proveedores capaces de entregar bienes y
servicios de calidad a la industria. Esto tendrá como resultado menores costos de desarrollo como también una menor incertidumbre en la estimación de los costos de nuevos proyectos. El crecimiento de la industria permitirá la reducción de costos por medio
de los “efectos de aprendizaje” y dará la posibilidad a expertos
senior de trasmitir su conocimiento a profesionales jóvenes.
9 Geothermal Energy Association, 2008. Update on US Geothermal Power Production and Development, january 16, 2008.
10 Nathanaël, C., 2005. Factors Affecting Costs of Geothermal Power Development. Geothermal
Energy Association. 2005.
Un análisis del futuro energético chileno
79
Desarrollo internacional de la geotermia
La capacidad instalada de generación eléctrica mundial a
partir de energía geotérmica para el año 2007 es de 9.732 MW,
y 8.590 MW la capacidad en funcionamiento.11 Para el periodo
trianual 2005-2007 se alcanzó un aumento de aproximadamente 800 MW, manteniendo un crecimiento lineal del orden de
200/250 MW por año. La energía geotérmica provee aproximadamente el 0,4% de la generación eléctrica mundial, con una
tasa de crecimiento estable del 5%. Esto permite mantener el
desarrollo tecnológico, en una industria madura, con un impacto positivo sobre los costos.
La evolución de la capacidad instalada en los países donde la
industria ha crecido más rápidamente, se muestra en la figura 8.
Este crecimiento se asocia a los diversos mecanismos de fomento
a la industria promulgado en cada uno de los países.
La tasa de crecimiento anual promedio de la capacidad instalada para el periodo comprendido entre los años 1990 y 2007
para cada país, junto con la capacidad instalada en el año 2007 se
muestra en la figura 9. Se puede observar que Filipinas (63 MW/
año) es el país con una mayor tasa de crecimiento anual promedio de la capacidad instalada para el periodo considerado, seguido por Indonesia (50 MW).
El país más importante y activo para el periodo 2005-2007, por
crecimiento absoluto y relativo de la capacidad de generación es
Islandia, con aproximadamente 220 MW nuevos y un aumento del
110%. La utilización de la energía geotérmica para electricidad y
calefacción, el desarrollo con mecanismos de cascada integrada, el
aumento de exportación de electricidad por medio de la manufactura de aluminio, la presencia de una industria fuerte y motivada,
la existencia de una bien desarrollada cultura geotérmica junto
11 Bertani, R., 2007. World Geothermal Generation in 2007. Enel – International Division –
Renewable Energy Business Development.
80
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
con experiencia, pueden ser considerados como los elementos clave para el éxito del desarrollo de esta fuente en ese país.
MW
Figura 8: Capacidad instalada por país
3.000
2.750
2.500
2.250
2.000
1.750
1.500
1.250
1.000
750
500
250
0
✘
✘
✘
✘
✘
✦
✦
✦
▲
■
▼
★
●
▼
■
▲
★
●
✜
✦
■
▲
●
★
▼
✜
■
▲
★
▼
●
✜
✜
■
▲
▼
★
●
✜
1990
1995
2000
2005
✦
✘ EE.UU.
✦ Filipinas ■ Indonesia ▲ México ● Italia ★ Japón
▼
2007
Nueva Zelanda
✜
Islandia
Fuente: Elaborado por el equipo de estudio basado en Bertoni, R. 2007
Figura 9: Capacidad instalada y tasa de crecimiento para diversos países
3.000
60
2.500
50
2.000
40
1.500
30
20
1.000
10
500
0
0
EE.UU.
Filipinas
Indonesia
México
Capacidad instalada al año 2007
Italia
Japón
Nueva Zelanda
Islandia
Tasa de crecimiento anual 1990 - 2007
Fuente: Elaborado por el equipo de estudio basado en Bertoni, R. 2007
9.118
-10
Tasa
MW
70
Un análisis del futuro energético chileno
81
Dentro de los instrumentos esenciales utilizados en los Estados Unidos por los inversionistas en geotermia se encuentran los
acuerdos de compra de energía a largo plazo, lo que ha permitido sobreponerse al riesgo de las fluctuaciones de precio. De esta
forma, contribuye a prevenir la quiebra cuando caen los precios
y garantiza el suministro a precios razonables cuando los precios
de combustibles fósiles aumentan de forma excesiva. Al vencer los
acuerdos, los costos de producción normalmente disminuyen un
50% debido a que la deuda ha sido reembolsada y el costo de capital de la planta se encuentra amortizado.
Desarrollo modular
La posibilidad de desarrollar un campo geotérmico de forma
flexible y modular permite aumentar progresivamente la capacidad instalada, a medida que se perfecciona el modelo del sistema
geotermal. De esta forma la capacidad instalada en Chile dentro de
los próximos años puede aumentar exponencialmente a partir de
las áreas de interés identificadas en la actualidad.
Barreras y propuestas
A continuación, se presentan algunas de las barreras y propuestas de políticas de fomento en torno al desarrollo de la energía
geotérmica en Chile, que se han logrado identificar analizando el
proceso de desarrollo de un proyecto geotermal y mediante entrevistas a académicos expertos en el área y encargados de proyecto.
Barreras
• Existen costos de inversión elevados asociados con alto riesgo,
que caracterizan los proyectos geotérmicos hasta la etapa de factibilidad. El Estado entrega la concesión consistente en el derecho a exploración y explotación en el terreno que se adjudica y
la empresa debe asumir todas las inversiones a realizar, sin existir ningún subsidio.
82
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
• El nivel y la calidad de los antecedentes disponibles en Sernageomin no es suficiente para obtener la información básica
requerida para cuantificar los recursos en un proyecto energético.
• Existe una fuerte demora en los procesos de resolución de concesiones, sin estar bien fiscalizados el cumplimiento de los plazos por parte de los organismos encargados.
• No existen programas formales en las universidades de formación en esta área, únicamente algunos casos particulares. No se
imparten programas de capacitación en Chile.
•
•
•
•
Propuestas
Elaborar un mecanismo eficiente que logre disminuir el riesgo
de inversión en pozos profundos en la etapa de factibilidad,
como por ejemplo créditos blandos y/o subvenciones del Estado para absorber parte de los riesgos, sobre todo durante la
inversión inicial en el momento de las perforaciones. Dentro
de la experiencia internacional se encuentran los subsidios a
los pozos descubridores, subsidios por impuestos los primeros
años sobre los dineros gastados en exploración y desarrollo y
los subsidios por líneas de alta tensión.
Desarrollar nuevos programas que tengan por objetivo generar conocimiento de las zonas con potencial geotérmico
desde el cual sea posible realizar una estimación de los recursos potencialmente extraíbles con un grado de certidumbre
satisfactorio.
Es necesario agilizar los procedimientos y las normativas de la
entrega de concesiones y la resolución de las licitaciones por
parte de los organismos encargados, de manera de cumplir los
plazos establecidos.
Fomentar el desarrollo de programas de estudio, tales como
diplomados y posgrados en las universidades donde exista investigación en el área.
Un análisis del futuro energético chileno
83
Políticas de fomento a la energía geotérmica en países líderes
A continuación se describen políticas de fomento al desarrollo
de la geotermia llevadas a cabo por Islandia, Nueva Zelanda y Estados Unidos, que han sido exitosamente implementadas.
Islandia12
• Creación del Fondo para la Geotermia (Geothermal Fund), a
comienzos de los sesenta, fusionado con el Fondo para la Electricidad (de 1946) en el Fondo para la Energía (1967). Los
préstamos para sondajes cubren normalmente el 60% de los
costos. El propósito de dicho fondo es doble:
a. proveer préstamos a bajo interés a municipalidades, firmas e
individuos para realizar perforaciones (sondajes) tanto para
suministro público, uso en horticultura y actividades económicas similares como para uso doméstico, especialmente en
áreas rurales.
b. compartir con el Estado los riesgos asociados a desarrollos
en geotermia corridos por sus impulsores: si un sondaje financiado con préstamos del gobierno fracasa, se concede
el dinero prestado a modo de subvención y no debe ser devuelto.
• Creación de la compañía estatal The State Drilling Corporation
(fines de los cuarenta), al alero del Ministerio para la Industria
para proveer de servicios de sondaje en Islandia.
• Instauración de la National Energy Authority (NEA, 1967), institución gubernamental comprendida en el Ministerio para la
Industria; sucesora de la State Electricity Authority (SEA).
Los aumentos del precio del gasoil durante la decada de los
setenta promovieron el impulso a la “reducción de la cuenta del
petróleo” en Islandia, mediante las siguientes medidas:
12 Björnsson, 2005. Legal, Regulatory And Energy Policy Aspects Of Geothermal Energy In Iceland.
84
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
a. aumento de asignaciones para préstamos orientados a la realización de sondajes y al programa de “riesgo compartido”.
b. asignaciones especiales para asegurar fondos destinados a
préstamos a municipalidades y otros para construir sistemas
de distribución.
c. aumento de asignaciones a la NEA para exploración geotérmica e investigación.
Nueva Zelanda13
• Designación de la empresa estatal Mighty Power Plant como
encargada del desarrollo de los activos geotérmicos estatales
(2003).
• Restablecimiento del Instituto de Geotermia de la Universidad
de Auckland, centro de relevancia internacional en el área,
que ofrece cursos y formación sobre la materia a estudiantes
de todo el mundo.
• Reforzamiento de la NZ Geothermal Association con fondos
públicos y privados (desde 2004).
Programa de Perforación Confirmado con el Usuario, Departamento de
Energía, 1980
Consiste en la repartición de costos entre la industria y el gobierno federal, que aporta desde un 20% (proyectos exitosos) a
un 90% (proyectos completamente fracasados).
Objetivos principales:
a. disminuir el riesgo de confirmación de reservorios hidrotermales en etapas iniciales de uso directo del calor.
b. desarrollo de infraestructura y capital humano especializado para disminuir los riesgos asociados en el futuro.
13 White. 2005. An Update On Geothermal Energy In New Zealand.
Un análisis del futuro energético chileno
85
Estados Unidos14
En Estados Unidos, durante los últimos años se han ejecutado
políticas dirigidas a potenciar el desarrollo y uso de recursos energéticos renovables, muchas de las cuales son aplicables a la geotermia (generación eléctrica y/o usos directos). Ellas dependen de
los recursos monetarios estatales, y cubren históricamente desde
préstamos directos y legislación tributaria hasta la generación de
mercados para las energías renovables. La tendencia, por lo tanto,
ha sido pasar del subsidio a compañías interesadas, a la premiación
de proyectos geotérmicos exitosos.
Desde mediados de los setenta, el congreso federal ha legislado
para fomentar la investigación, desarrollo y reducción de riesgos
asociados a proyectos en geotermia; un ejemplo de esto es la Ley
Federal de Investigación, Desarrollo y Manifestación (Demonstration 1974, enmendada en 1980). Entre las iniciativas más recientes,
destacan las correspondientes al plan GeoPowering the West del
Departamento de Energía (2001), cuyos objetivos planteados fueron:
a. duplicar el número de Estados que generen energía geotérmica al 2006.
b. abastecimiento de energía geotérmica a 7 millones de hogares al 2010.
Las políticas desarrolladas en torno a la geotermia en Estados
Unidos cubren tres grandes áreas:
a. Incentivos y reducción de riesgos.
b. Tributación.
c. Legislación sobre empresas de servicio público.
Incentivos y reducción de riesgos
Ante la renuencia de instituciones financieras a apoyar proyectos geotérmicos, especialmente debido a la falta de familiaridad
14 Bloomquis, 2005. The Evolution of U.S. Policy Designed to Encourage Geothermal Development Provision of Access and Encouraging Project Development.
86
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
con esta área y la evaluación de sus riesgos, el gobierno federal
ha establecido programas en la forma de concesiones (GRANTS),
préstamos, préstamos con garantía y repartición de costos, para:
a. reducir riesgos de exploración y desarrollo.
b. disminuir costos asociados a realización de sondajes y operación de instalaciones.
c. demostrar la viabilidad de proyectos geotérmicos (de generación eléctrica y aplicación directa).
Programas de préstamo
Entre las primeras iniciativas, destaca la que ha resultado más
exitosa:
Programa de Préstamos Garantizados para Geotermia (Geothermal Loan
Guarantee Program, GLGP, 1975-‘80s)
Objetivos:
a. promoción y aceleración del desarrollo de recursos geotérmicos de forma aceptable con el medio ambiente, minimizando los riesgos de prestamistas.
b. desarrollo de relaciones entre las partes financieras para eliminar la garantía en el futuro.
c. aumentar la competencia y promover nuevas entradas a los
mercados geotérmicos.
Los préstamos eran concedidos hasta por el 75% de los costos
del proyecto, con la totalidad de éste garantizado por el gobierno
federal; este porcentaje fue aumentado al 90% (1980) en aquellos
casos en que el receptor fuera una cooperativa eléctrica, inmobiliaria o municipalidad.
Políticas respecto a empresas de servicio público
Estas han producido el principal impacto en el desarrollo de
la geotermia en Estados Unidos y se centran en la generación de
mercados para energías renovables.
Un análisis del futuro energético chileno
87
Decreto de políticas regulatorias para empresas de servicios públicos (PURPRA, 1979)
a. permitió la generación eléctrica por empresas privadas
b. demandó existencia de empresas estatales reguladas que
compraran la energía generada a costo marginal.
c. requirió la generación de Plan de Recursos Integrados (Integrated Resource Plans, IRP) para considerar todas las características, costos y beneficios de las energías renovables y
de la generación convencional, etc.
Estándares para el portafolio de energás renovables (RPS, 2004)
Se complementan con los IRP y exigen un mínimo de generación eléctrica a partir de fuentes renovables. Dicha participación y
los tipos de fuentes consideradas varían por estado federal (desde
menos de 1 a 30%); se demanda además abastecedores al por menor para satisfacer este requerimiento.
88
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Apéndice D
Costos comparativos de generación
Durante el presente estudio uno de los temas clave que ha surgido es la determinación de los costos verdaderos de generación a
partir de diferentes fuentes energéticas. Esto tomando en cuenta
las externalidades de las fuentes. No conocemos un estudio específico chileno al respecto, pero hemos incluido los resultados
del estudio Lazard Levelized Cost of Energy 2.0 .15 Este análisis muestra claramente que las energías renovables son significativamente
más baratas que las fuentes convencionales de energía. Chile necesita que se realice un análisis de este tipo.
Comparación nivelada de costos de energía
Algunas fuentes de energía renovable ya son competitivas con
fuentes convencionales bajo ciertas hipótesis y escenarios, incluso
antes de tomar en cuenta externalidades positivas ambientales.
Otro factor favorable para las energías renovables es la tendencia
al alza de los costos de energías convencionales.
15 Levelized Cost of Energy Analysis. Versión 2.0, Junio 2008. Lazard Investment Group.
89
ENERGÍA
CONVENCIONAL
ENERGÍA ALTERNATIVA
Un análisis del futuro energético chileno
(b)
(a)
Solar PV / Crystalline
$ 109
$ 128 $ 154
Celdas de combustible
$ 115
$ 115
(c)
S olar PV/Capa delgada
$ 79 $ 96
$ 124
(d)
Solar térmica
$ 90
$ 145
Biomasa directa
$ 50
$ 94
Gas de vertederos
$ 81
$ 50
Viento
$ 91
$ 44
Geotermia
$ 42
$ 69
(e)
C ogeneración Biomasa
$3
$ 37
(f)
Eficiencia energética $ 0
$ 50
Centrales a gas
(g)
IGCC
$ 104
$ 134
(h)
Nuclear
$ 98
$ 126
(i)
Carbón
$ 74
$ 135
Ciclo combinado
$ 73
$ 100
$ 0
$ 50
$ 100
$ 150
$ 221
$ 200
$ 334
$ 250
$ 300
$ 350
Costo nivelado ($ / MWh)
Notas: Los costos reflejan ventajas tributarias, depreciación acelerada (cuando es aplicable). Se suponen dólares de 2008, deuda del 60% a tasa de 7%, saldo del 40% a 20 años a
un costo del 12% anual. Vida de los proyectos de 5 a 20 años, tasa a las ganancias del 40%.
Precio del carbón de US$ 2,50/ MBTU y gas natural US$ 8,00/ MBTU.
(a) valor mínimo con seguimiento en un eje, valor máximo instalaciones fijas.
(b)Este costo de US$ 109/MWh supone un costo de US$5/Watt instalado. Costos al 2012
de US$ 4,00/Watt implican costos de generación de US$ 90/MWh.
(c) El valor de US$ 79/MWh suponen la proyección de la compañía más avanzada de US$
2,75/Watt. Es posible costos de US$ 2,00 para el 2012 a 2014, lo que implica un costo
de US$ 62/MWh.
(d)El valor mínimo es el de torre central o sistemas puntuales, el máximo de CSP cilindroparabólico.
(e) Con retrofitting de planta a carbón existente.
(f) Estimaciones del Action Plan for Energy Efficiency. Los valores reales varían mucho.
(g) El valor más alto supone captura del 90% del CO2 y recompresión.
(h)No refleja el subsidio a través de garantías federales de deuda u otros subsidios.
(i) Basado en sistemas avanzados de carbón pulverizado y calderas supercríticas. El extremo alto supone 90% de captura de CO2.
90
Río Pascua. Foto: Víctor Formantel Gallardo
¿Se necesitan represas en la Patagonia?
Un análisis del futuro energético chileno
91
Este libro pone de manifiesto las carencias de la política energética chilena.
Después de 28 años de aplicación de un modelo que dejó todo en manos del
mercado, se ha consolidado un monopolio eléctrico y se ha fracasado en entregar
seguridad de suministro a precios razonables para la economía del país. Hoy Chile
tiene la energía más cara de América Latina, donde los mayores costos y la sobre
utilidad desmedida de las empresas eléctricas las pagamos todos los chilenos cada
día.
El estudio demuestra que es posible reemplazar con creces la eventual oferta
del proyecto Hidroaysén, solo con el desarrollo de energías renovables no convencionales y con el uso eficiente de la energía. La incorporación de los diferentes territorios del país que disponen de valiosos recursos energéticos renovables permitiría una democratización de la matriz eléctrica y menores costos de transmisión.
¿Se necesitan represas en la Patagonia? señala que con las reglas actuales del sistema eléctrico, las energías renovables podrían disminuir el poder que hoy ejerce
el monopolio Endesa-Colbún, diversificar los actores que participan en la generación y las fuentes de abastecimiento.
Fly UP