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Análisis de Largo Plazo para el Sistema

Eléctrico Nacional de Chile considerando

Fuentes de Energía Variables e Intermitentes

Preparado para:

Generadoras de Chile AG

Enero 24, 2018

Versión Resumida

Contenido preliminar - Información sujeta a cambios

► Objetivo del estudio y grupo consultor

► Metodología y supuestos

► Principales resultados y conclusiones

Temario

2





Temario

3

► Cuantificar los efectos de la integración masiva de fuentes de

energía variables e intermitentes en la operación del sistema

eléctrico en el marco de la discusión pública sobre la

regulación de servicios de flexibilidad.

Objetivo general del estudio

4

Levantamiento de línea base para reconocer y remunerar flexibilidad

Identificación de recursos técnicos y costos de proveer

flexibilidad

Modelación del Sistema con incorporación

masiva de ERV

Estimar requerimientos de flexibilidad.

Identificación de costos de flexibilidad no

cubiertos

Conclusiones y recomendaciones

Línea BaseIdentificación

Recursos de

Flexibilidad

ModelaciónAnálisis

ResultadosConclusiones y

Recomendaciones01 02 03 04 05

► Moray es una firma de asesorías fundada en

2013 por ejecutivos del sector eléctrico, con

base en Santiago – Chile, para apoyar a

inversionistas y stakeholders en la toma de

decisiones en el sector energía con una

perspectiva de vanguardia.

► Moray cubre un amplio rango de servicios

aprovechando la extensa experiencia y alto

grado de especialización de su equipo fundador.

Grupo consultor

5

► Proveedora de herramientas analíticas y

consultoría (estudios económicos, regulatorios

y financieros) en electricidad y gas natural

desde 1987, con base en Rio de Janeiro –

Brasil.

► Equipo de 54 especialistas (17 PhDs, 31 MSc)

en ingeniería, optimización, energía,

estadística, finanza, regulación, TI e análisis

ambiental.

► Actualmente se encuentra actuando en más de

70 países en todos los continentes.





Temario

6


► El estudio considera las siguientes etapas:

Etapas de Modelación

7

Metodología y

Supuestos


Sistema de planificación PSR Core

8

Metodología y

Supuestos

ePSR: base de datos y manejo de la información

OptGenExpansión óptima integrada de la

generación, interconexiones y

reserva probabilística

SDDP/NCPSimulación operativa probabilística

(resolución horaria, commitment,

reservas y red de transmisión)

NetPlanExpansión robusta del sistema

de transmisión y planificación de

fuentes reactivas

OptFlowFlujo de potencia óptimo (modelo

linear de potencia activa y

modelo nolineal AC)

HERAInventario de recursos

renovables (eólica, solar,

hidroeléctrica etc.)

Time Series LabEscenarios integrados

de la producción

renovable

PSR Cloud


► Demanda

▪ Elasticidad demanda ingreso histórica

▪ PIB estimado por el FMI, con escenarios +-1%

► Producción renovable

▪ En base a series históricas de viento y radiación solar, disponibles en el Explorador de Energía Eólica

y Explorador Solar, del Ministerio de Energía en conjunto con la Universidad de Chile y la

Cooperación Alemana Internacional (GIZ)

► Costos combustibles

▪ Ministerio de Energía, junio 2017, “Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo. Informe

Preliminar”

► Costos de inversión

▪ Ministerio de Energía, junio 2017, “Proceso de Planificación Energética de Largo Plazo. Informe

Preliminar”

► Parámetros técnicos de generación y transmisión

▪ Coordinador Eléctrico Nacional

► Obras en construcción y desarrollo

▪ Proyectos en desarrollo y declarados en construcción que cuenten con PPA’s o energía adjudicada

en licitaciones

Supuestos del Estudio

9

Metodología y

Supuestos


► Total: 81 escenarios de modelación

► La hipótesis es que los escenarios de penetración ERV serán resultado de

escenarios de demanda y costos de inversión.

Árbol de Escenarios

10

Metodología y

Supuestos

Alto

ajo

Medio 202

20 0

2021 meda

Media

eca

Escenario emanda

PenetraciónE

A o dee aluación

idrología

Alto

ajo

Medio

Costos de

Inversión


Correlación VRE-Hidrología

11

Metodología y

Supuestos

Hidro 1

Eólica 1

Eólica 2


Ejemplo Correlación Eólica x Caudal

12

Metodología

y Supuestos

Eólica 2 vs. Hidro 1 Eólica 1 vs. Hidro 1

Eólica 2 Eólica 1Hidro 1Hidro 1


► Criterio de Reserva (R)

▪ Reservas independientes para zonas SING y SIC

▪ Incorpora efecto de ERV = ƒ( , G, ERV)

Criterios para reserva operativa

13

Metodología y

Supuestos

Demanda

(Error de pronóstico

y variación)

Generación

(Contingencia mayor

unidad)

Costo ENS

Reserva óptima

anual

Metodología Vigente en Chile

𝑹𝒂𝒏𝒖𝒂𝒍 = 𝒎𝒊𝒏(𝑪𝑶𝒑𝒆𝒓 + 𝑭𝒂𝒍𝒍𝒂)

Reserva ERV

Generación

(Contingencia mayor

unidad)

Reserva

probabilística

dinámica

Modelación Implementada

𝑹𝒉 = 𝑫𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅𝒂 + 𝒎𝒂𝒙(𝑹𝑮𝒉 , 𝑹𝑬𝑹𝑽

𝒉 )

Demanda

(Error de pronóstico

y variación)


► Se proyectan aumentos focalizados en momentos de mayor

riesgo de variaciones no previsibles (7-9 y 19-21 horas).

▪ Criterio de reserva probabilística dinámica es clave para minimizar el

requerimiento adicional de reservas.

▪ Factores relevantes: complementariedad solar-eólica y correlación

entre recursos solar/eólico e hidrología.

Reserva Operativa

14

Metodología y

Supuestos


► Los costos de flexibilidad que serán evaluados son:

► Se valoran mediante funciones de costo dependientes de variables

operativas obtenidas mediante la simulación.

Costos de Flexibilidad

15

Metodología y

Supuestos

Costo

Indirecto

Encendido

Costos

Directos

Encendido

Costo de

Seguimiento

Costo de

Eficiencia

Combustible, emisiones y otros costos.

CAPEX y mantenimientos adicionales.

CAPEX y mantenimientos adicionales.

Costos por operación en rangos de menor eficiencia

I

II

III

IV

Costo de

OportunidadCosto de oportunidad por aporte de reservasV





Temario

16


► DXCY – Plan con escenario de demanda X y escenario de

reducción de los costos de inversión Y

▪ X: A (demanda alta), M (promedio), B (baja)

▪ Y: A (precio alto); M (promedio); B (bajo)

Identificación de los planes

17

Conclusiones


► En los escenarios modelados, las fuentes de generación

Solar-FV y Eólica (SFV-EOL) dominarían la expansión.

▪ Capacidad instalada SFV-EOL crece entre 8.800 y 16.000 MW a 2030

▪ Potencial de inversión equivalente de US$ 8.000 a 18.000+ millones

▪ Inversión en capacidad de reserva en zona norte (200 – 1000 MW)

1. Expansión

18

Conclusiones

Nota. La expansión con sistemas de almacenamiento estuvo muy cerca de resultar económica en 2030, pero bajo los supuestos considerados

no fue seleccionada.


► El despacho de generación en base a fuentes SFV-EOL

alcanzaría una penetración entre 38-47% a 2030.

▪ Componente renovable cubre 75% incl. Hidro (DMCM)

▪ Costo variable promedio de generación < 10 US$/MWh

▪ Aporte de termoelectricidad es relevante (año seco 33% - DMCM)

2. Despacho Económico

19

Conclusiones

Hid - Media


► Reducción unitaria entre 27 y 40% entre 2021 y 2030 (hasta

un 14% en términos totales).

▪ Ahorro de hasta US$ 16 millones anuales en impuestos de CO2

3. Reducción de Emisiones CO2

20

Conclusiones

Año

(Caso DMCM)

Costo por

impuesto a las

emisiones CO2

(MMUS$)

2021 106

2025 103

2030 98


► El parque generador termoeléctrico e hidroeléctricas de

embalse deberán aportar flexibilidad de una forma creciente.

▪ Embalses: Almacenamiento en horario solar.

▪ Carbón : Seguimiento/mínimo técnico

▪ CC_GNL : Ciclaje

5. Requerimiento de Flexibilidad

21

Conclusiones


► Generación Residual (sin SFV-EOL) - Año 2021


22

Conclusiones

Mes de verano - Enero Mes de invierno - Julio

MW/min Entre las Horas MW/min Entre las Horas

DACB 19.8 18-19 -18.2 21-22

DMCM 19.3 18-19 -17.8 21-22

DBCA 18.8 18-19 -17.4 21-22

CasoMáx Aumento Máx Disminución


DACB 15.7 18-19 -10.1 20-21

DMCM 15.8 18-19 -9.9 20-21

DBCA 15.9 18-19 -9.7 20-21





23

Conclusiones



DACB 38.7 20-21 -61.2 7-8

DMCM 29.0 19-20 -46.3 7-8

DBCA 23.9 18-19 -35.4 7-8



DACB 63.2 18-19 -36.0 8-9

DMCM 49.6 18-19 -29.6 8-9

DBCA 38.7 18-19 -22.4 8-9





24

Conclusiones



DACB 63.7 20-21 -92.6 7-8

DMCM 53.0 20-21 -81.5 7-8

DBCA 39.1 20-21 -62.3 7-8



DACB 94.0 18-19 -66.3 8-9

DMCM 84.9 18-19 -60.8 8-9

DBCA 68.7 18-19 -47.9 8-9



► Aumento sostenido de operación a mínimo técnico

6. Despacho Térmicas – Carbón

25

Conclusiones

2021

2025

2030

Carbonera SING – Abril (DMCM) Carbonera SIC – Abril (DMCM)

CTA


► Aumento sostenido de ciclaje de unidades

6. Despacho Térmicas – Gas

26

Conclusiones

CCGT SING – Abril (DACB) CCGT SIC – Abril (DACB)

2021

2025

2030

U16

U16


► La generación termoeléctrica enfrenta costos por flexibilidad

entre US$ 150 y 350 millones anuales en el 2030

▪ 70-80% corresponde a costos efectivos (encendido, eficiencia y

seguimiento) y restante corresponde a costos de oportunidad1

7. Costos de Flexibilidad

27

Conclusiones

Nota 1: Asociables en cierta proporción a prestación de mayores reservas.


► Costos operativos se reducen en un 18% entre 2021 y 2030

por mayor aporte SFV-EOL (incl. costos de flexibilidad)

8. Costos Operativos

28

Conclusiones

Nota 1: Costo anual operativo dividido por la demanda anual


► Amplitud de la fluctuación se incrementa en el tiempo y se

observa posible colapso en horario solar a 2030

9. Costo Marginal – Horario

29

Efectos

Económicos

Resultados sobre hidrología media


► Expansión y operación proyectada podría verse afectada por

cambios en los siguientes factores:

▪ Cambios en el tratamiento y nivel de impuestos al CO2

▪ Políticas corporativas de des-carbonización

▪ Efectos de cambio climático sobre la hidrología

▪ Mayor competitividad de sistemas de almacenamiento

▪ Desarrollo de interconexiones internacionales

10. Factores Disruptivos

30

Conclusiones


► La expansión óptima presentada presume que existirán los

mecanismos regulatorios para viabilizar su desarrollo

▪ Costos de operación eficientes serán compensados

▪ Reservas requeridas serán remuneradas apropiadamente

▪ Inversiones serán apoyadas por mecanismos de largo plazo

11. Consideraciones Adicionales

31

Conclusiones


► Actualmente se encuentra en desarrollo un análisis de

factibilidad de las proyecciones obtenidas que incluye:

▪ Verificación de estabilidad con herramientas especiales (DigSilent)

▪ Sensibilidad por cumplimiento de normas de MP en la partida (DS13)

► Este contenido será incluido en el informe final.

12. Factibilidad Técnica y Ambiental

32

Conclusiones

Análisis de Largo Plazo para el Sistema

Eléctrico Nacional de Chile considerando

Fuentes de Energía Variables e Intermitentes

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Enero 24, 2018

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