ESTUDIO ESCENARIOS DE EXPANSIÓN DEL PARQUE GENERADOR SIC SING

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  ESTUDIO ESCENARIOS DE EXPANSIÓN DEL PARQUE GENERADOR SIC SING Dirección de Planificación y Desarrollo CDEC-SIC 15 de junio de 2016 Resumen Ejecutivo 1 Introducción La proyección de la expansión futura
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ESTUDIO ESCENARIOS DE EXPANSIÓN DEL PARQUE GENERADOR SIC SING Dirección de Planificación y Desarrollo CDEC-SIC 15 de junio de 2016 Resumen Ejecutivo 1 Introducción La proyección de la expansión futura del parque generador del sistema y los supuestos que se realicen en esta materia son sumamente relevantes para efectos de abordar los estudios de largo plazo que realiza el CDEC SIC. Es por esto que la Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) ha considerado necesaria la elaboración del estudio ESCENARIOS DE EXPANSION DEL PARQUE GENERADOR SIC-SING, el cual se extiende por un horizonte de 20 años incorporando la interconexión entre los sistemas SIC y SING. Con el estudio se busca prever mediante señales de precio proyectadas, el desarrollo de las centrales en el futuro y sus diversas tecnologías en el sistema interconectado. Los resultados obtenidos serán empleados como suministro en estudios como la Revisión Anual de Expansión Troncal 2016 y el Estudio de incorporación de ERNC al Sistema Eléctrico Nacional. 2 Metodología El proceso para proyectar la expansión del parque generador se realiza con un modelo de despacho económico. Lo anterior se sustenta en que la incorporación de centrales futuras es el resultado de decisiones privadas y no necesariamente de una optimización centralizada. Se modela el sistema de transmisión detallado y se consideran las restricciones de transmisión liberadas en el largo plazo. Se adopta como supuesto que los inversionistas toman decisiones económicas racionales y que estos venden la energía y la potencia al mercado spot a los costos marginales del sistema. Mediante un proceso iterativo se extraen los costos marginales del sistema eléctrico y se evalúa económicamente la conveniencia, desde el punto de vista del inversionista privado, de incorporar una a una las centrales a partir de un conjunto de candidatas en base a los recursos disponibles e información relevante de la industria de desarrollo de proyectos de generación. Debido a que la incorporación de una central en particular afecta los costos marginales del sistema, el proceso se resuelve en forma iterativa. 3 Resultados En base a la metodología descrita y mediante variaciones en algunos de los supuestos se da origen a 4 escenarios de expansión futura probable. En lo que respecta a los supuestos de crecimiento de la demanda, para todos ellos, se han considerado los resultados del Estudio de Previsión de Demanda Eléctrica encargado por el CDEC SIC, ajustado a un escenario de demanda común convenido entre el CDEC SIC y el CDEC-SING. Este escenario comprende la utilización de ambas metodologías (SIC y SING): la previsión para el SIC corresponde al crecimiento de demanda asociado al percentil 75% de las proyecciones del Estudio de Previsión de Demanda y para el SING se utiliza información de encuestas a los clientes actuales complementada con una tendencia de crecimiento histórica, antecedente proporcionado por el CDEC-SING. Para el periodo comprendido entre el 2016 y el 2020 se ha considerado el desarrollo de proyectos de generación en construcción o bien aquellos que a la fecha han asignado contratos de suministro con empresas distribuidoras. En la figura siguiente se resumen los supuestos adoptados para la elaboración de los cuatro escenarios generados. Demanda del Estudio de Previsión de Demanda encargado por el CDEC SIC para SIC y estimación CDEC SING para Demanda SING Esc. Rev. ETT Supuestos para los costos de combustible y la expansión del sistema. Proyectos en construcción Proyectos con contrato de suministro firmado Proyectos Esc. ERNC Esc. CCT Considera una baja en el tiempo en los costos de desarrollo de las centrales solares fotovoltaicas: : costo de desarrollo 60 US$/MWh : costo de desarrollo 55 US$/MWh : costo de desarrollo 50 US$/MWh : costo de desarrollo 45 US$/MWh Se incluye un nuevo ciclo combinado de 360 MW en la zona central del país, que se conectaría a la subestación Quillota 220 kv Esc. Eól. Sur Se incluyen proyectos eólicos en la zona sur del país, de acuerdo al siguiente esquema: 2021: 100 MW en Charrúa 2022: 100 MW en Chiloé 2023: 100 MW en Mulchén 2024: 100 MW en Cautín En la Figura 1 se presentan el total de capacidad adicionada por escenario y tecnología desde el año 2016 hasta el año 2035, considerando la expansión del parque generador obtenido como resultado de la metodología, los proyectos que se encuentran en construcción y los que se han adjudicado contratos PPA de acuerdo a lo indicado en Figura 3. Aumento total de potencia instlada Esc. Rev. ETT [MW] Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Aumento total de potencia instlada Esc. ERNC [MW] Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Aumento total de potencia instlada Esc. CCTG [MW] Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Aumento total de potencia instlada Esc. Eól. Sur [MW] Figura 1. Capacidad total adicionada en el periodo por tecnología Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP La expansión del parque generador obtenido como resultado de la metodología a partir del año 2021, para todos los escenarios elaborados se detalla en la Figura Aumento de capacidad por tecnología [MW] Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur 400 Esc. Revisión ETT Esc. ERNC Esc. CCT Esc. Eol Sur Carbón Diésel GNL Hidro Biomasa Eólica Geotérmica Fuel Oil Solar FV CSP Figura 2. Aumento de capacidad instalada por tecnología Fecha PES Central Tecnología Potencia jun-16 Quilapilún (*) Solar FV 110 jul-16 Conejo Solar FV 104 ene-17 San Juan (*) Eólica 185 jun-17 Olmué (*) Solar FV 131 nov-17 Sarco (*) Eólica 140 dic-17 Cabo Leones (*) Eólica 110 ene-18 El Romero (*) Solar FV 196 ene-19 Las Lajas Hidro 267 ene-19 Los Condores Hidro 150 jul-19 Alfalfal 2 Hidro 264 ene-20 Campesino CC (*) GNL 587 jul-20 Ñuble Hidro 136 jul-16 Cochrane 2 Carbón 236 ene-17 Kelar CC GNL 500 sep-17 Bolero Solar FV 146 ene-18 Sierra Gorda Eólica 112 ene-19 Infraestructura Energética 1 (*) Carbón 340 ene-19 Atacama 1 Solar FV 100 mar-19 Atacama 1 Solar CSP 110 (*) Central comprometida con un contrato Figura 3. Centrales incorporadas en el plan de expansión que están en construcción o tienen un contrato PPA. ESCENARIOS DE EXPANSION DEL PARQUE GENERADOR SIC-SING Informe Final 03 Mayo 2016 INDICE 1 INTRODUCCIÓN METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA BASES PARA LA PROYECCIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA RESUMEN DE HIPÓTESIS UTILIZADAS PARA LA PROYECCIÓN HORIZONTE DE ESTUDIO NIVEL DE PRECIOS PROYECCIONES DE DEMANDA PRECIOS DE COMBUSTIBLES CONTRATOS DE GNL PRECIO DE LA POTENCIA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN EL SIC EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN EL SING TECNOLOGÍAS PARA LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN PROYECCIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA ESCENARIO BASE ESCENARIO REVISIÓN ETT ESCENARIO ERNC ESCENARIO PPA ESCENARIO EÓLICO SUR A. ANEXO A: MODELO DE SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN Y REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA A.1 METODOLOGÍA A.2 DEMANDA, TRANSMISIÓN Y UNIDADES GENERADORAS A.3 CURVA DE DEMANDA MENSUAL Y GENERACIÓN SOLAR A.4 MODELACIÓN CENTRALES EÓLICAS B. ANEXO B: PROYECCIÓN DE DEMANDA C. ANEXO C: PRECIOS DE COMBUSTIBLES POR CENTRAL C.1 PRECIOS DE COMBUSTIBLES EN EL SING C.2 PRECIOS DE COMBUSTIBLES EN EL SIC PROYECCIÓN DE PRECIOS DE ENERGÍA EN EL SIC 4 INTRODUCCIÓN De acuerdo a la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL N 4/2006), el CDEC SIC debe elaborar anualmente una propuesta que analice la consistencia de las instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal, y que contenga las obras que deberán realizarse o iniciarse en el periodo siguiente. Para ello, el CDEC encargó el Estudio de Previsión de Demanda (2050), el cual se utilizará en los análisis de largo plazo que realice la Dirección de Planificación y Desarrollo (DPD) del CDEC SIC. El CDEC SIC ha decidido encargar un estudio que determine al menos tres escenarios de expansión adaptados a la previsión de demandas del estudio mencionado. El estudio deberá considerar la interconexión entre el SIC y el SING y extenderse por un horizonte de 20 años. En este contexto, el CDEC SIC ha escogido a Synex para la realización del estudio Escenarios de Expansión del Parque Generador SIC-SING. En este estudio se incluye el análisis de 5 escenarios, detallados a continuación: - Escenario Base: corresponde al escenario que considera los supuestos definidos por Synex para los costos de combustible y la expansión del sistema, pero considerando la demanda del Estudio de Previsión de Demanda encargado por el CDEC SIC. - Escenario Revisión ETT: considera los mismos supuestos del Escenario Base, excepto la proyección de demanda del SING, la cual para este escenario proviene de las estimaciones del CDEC SING. - Escenario ERNC: considera los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero además considera una baja en el tiempo en los costos de desarrollo de las centrales solares fotovoltaicas. - Escenario PPA: considera los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero considera la inclusión de un ciclo combinado de 360 MW en la zona central del país en el año 2025, que se incorporaría como resultado de licitaciones de suministro futuras. - Escenario Eólico Sur: considera los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero considera la inclusión de 100 MW solares por años, entre 2021 y 2024 en la zona sur del SIC. El informe desarrolla el estudio en 4 capítulos: El Capítulo 2 presenta la metodología utilizada para la determinación de la expansión del sistema y el cálculo de los precios mayoristas de la electricidad. En el Capítulo 3 se describen el escenario que se ha analizado y los principales supuestos utilizados para modelar el sistema, incluyendo crecimiento de la demanda, precios del combustible, expansión de las unidades de generación y transmisión en el corto plazo y costos medios considerados para las centrales utilizadas para la expansión del sistema. El Capítulo 4 presenta los resultados obtenidos en términos de la expansión del sistema y la proyección de costos marginales. 7 METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA 5 METODOLOGÍA PARA LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA En los mercados eléctricos competitivos, como el existente en el sector eléctrico chileno, los precios spot reflejan los costos marginales de corto plazo del sistema, mientras que los precios de contrato convergen a los costos de desarrollo de las tecnologías que compiten para la expansión del sistema. En este estudio, se establece la secuencia de inversión de los proyectos de generación suponiendo que los inversionistas toman decisiones racionales, es decir, cualquier nuevo proyecto es incluido en el plan de obras cada vez que los ingresos de la venta de energía y potencia firme son iguales al costo de capital, más los costos de operación del proyecto. La energía y la potencia se supone que deben ser vendidos al mercado spot a los costos marginales del sistema. En consecuencia, todos los proyectos que se pueden desarrollar en un plazo determinado se incluyen como candidatos, y una evaluación se lleva a cabo año tras año con el fin de comparar el costo estimado de los proyectos candidatos (anualidad del costo de capital incluyendo los costos de transmisión, más operativos) con los ingresos obtenido por la venta de energía y potencia en el mercado spot. Si los costos del proyecto son inferiores a los ingresos previstos, se acepta el proyecto. En el contexto del mercado de la energía desarrollada en Chile, la mayoría de los proyectos hidroeléctricos y térmicos de base se deciden basados en la cantidad de energía y los precios de los PPA's que han sido capaces de establecer, en lugar de basarse en las ventas spot. En períodos de exceso de oferta (que se caracteriza por los bajos precios del mercado spot) un proyecto con un PPA podría desarrollarse antes de que los precios spot alcancen el nivel requerido para pagar sus costos operativos y de capital. Esta situación potencial podría ocurrir en el corto plazo y el plan de expansión se determina teniendo en cuenta que determinados proyectos que en el corto plazo ya poseen un contrato de suministro firmado serán incluidos en el plan de obras a pesar que su rentabilidad en el mercado spot no está garantizada. De todos modos, debido a la convergencia de los precios spot y los costos de desarrollo en el largo plazo, los ingresos obtenidos en el mercado spot son un buen indicador de la expansión del sistema en el largo plazo. Basados en nuestra experiencia en el desarrollo del sector eléctrico chileno, hemos supuesto que los inversionistas esperan una tasa de retorno de alrededor de 9% sobre activos, después de impuestos, en términos reales. 8 BASES PARA LA PROYECCIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA 6 BASES PARA LA PROYECCIÓN DEL PRECIO DE LA ENERGÍA 6.1 Resumen de hipótesis utilizadas para la proyección El siguiente cuadro resume las hipótesis principales del Escenario Base. Cuadro 6-1: Resumen de supuestos del Escenario Base estudiado Ítem Escenario Base Nivel de Precios Enero 2016 US$ Precios de los Combustibles: Brent Carbón (FOB) GNL Crecimiento de demanda SING+SIC Expansión con carbón en el SIC Expansión con carbón en el SING Desarrollo de centrales en Aysén Proyección Banco Mundial ene-2016 Proyección Banco Mundial ene-2016 Endesa: *Brent US$/MBtu Otros: 1.25*HH + 5 US$/MBtu. Henry Hub según proyección Banco Mundial ene-2016 Estudio de crecimiento de la demanda encargado por el CDEC-SIC No Infraestructura Energética (350 MW) No ERNC Sin restricciones Interconexión SIC-SING Enero 2018 Línea Cardones - Polpaico Enero 2018 Impuesto Emisión CO 2 5 US$/Ton CO 2 Costo Desarrollo Solar FV 60 US$/MWh (50 US$/MWh energía) 9 Adicionalmente se han estudiado 4 escenarios de sensibilidad con respecto al Escenario Base, dichos escenarios se detallan a continuación. Escenario Escenario Revisión ETT Escenario ERNC Cuadro 6-2: Resumen de supuestos de sensibilidades analizadas Descripción Utiliza los mismos supuestos del Escenario Base, excepto la proyección de demanda del SING. La demanda del SING en este escenario proviene de las proyecciones entregadas por el CDEC SING. Utiliza los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, excepto el costo de desarrollo de las centrales solares fotovoltaicas. De acuerdo a lo acontecido en las licitaciones de suministro en diferentes países de la región, se ha supuesto que el costo de desarrollo de la tecnología fotovoltaica experimentará una baja en los próximos años, de acuerdo al siguiente esquema: : costo de desarrollo 60 US$/MWh (igual al Escenario Base) : costo de desarrollo 55 US$/MWh : costo de desarrollo 50 US$/MWh : costo de desarrollo 45 US$/MWh Escenario PPA Escenario Eólico Sur Utiliza los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero adicionalmente se incluye un nuevo ciclo combinado de 360 MW en la zona central del país, que se conectará a la subestación Quillota 220 kv. Dicho ciclo combinado tiene un contrato de gas take or pay por el 85% de su generación. Utiliza los mismos supuestos del Escenario Revisión ETT, pero adicionalmente se incluyen 400 MW de capacidad eólica en la zona sur del país, de acuerdo al siguiente esquema: 2021: 100 MW en Charrúa 2022: 100 MW en Chiloé 2023: 100 MW en Mulchén 2024: 100 MW en Cautín 6.2 Horizonte de estudio La simulación detallada del SIC y el SING va desde Abril de 2016 hasta Diciembre de Nivel de precios Todos los precios en el informe son constantes, expresados en dólares (US$) de enero Proyecciones de demanda Escenario Base Para la determinación de la demanda se ha considerado la información del Estudio de Demanda encargado por el CDEC-SIC, la siguiente tabla presenta la proyección de demanda utilizada en el periodo Año Cuadro 6-3: Proyección de demanda Escenario Base SIC SIC SING SING SIC+SING SIC+SING Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento , % 16, % 66, % , % 17, % 68, % , % 17, % 70, % , % 18, % 73, % , % 19, % 76, % , % 19, % 79, % , % 20, % 82, % , % 21, % 84, % , % 21, % 87, % , % 22, % 90, % , % 23, % 93, % , % 23, % 96, % , % 24, % 98, % , % 25, % 101, % , % 25, % 104, % , % 26, % 106, % , % 27, % 108, % , % 27, % 111, % , % 28, % 113, % , % 28, % 116, % , % 29, % 118, % Escenarios: Revisión ETT, ERNC, PPA y Eólico Sur Para la determinación de la demanda se ha considerado la información del Estudio de Demanda encargado por el CDEC-SIC para el SIC y la proyección del CDEC SING para el SING. La siguiente tabla presenta la proyección de demanda utilizada en el periodo Cuadro 6-4: Proyección de demanda Escenarios Revisión ETT, ERNC, PPA y Eólico Sur Año SIC SIC SING SING SIC+SING SIC+SING Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento , % 16, % 66, % , % 18, % 69, % , % 19, % 72, % , % 20, % 75, % , % 20, % 77, % , % 21, % 80, % , % 23, % 84, % , % 23, % 87, % 11 Año SIC SIC SING SING SIC+SING SIC+SING Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento Ventas (GWh) Tasa Crecimiento , % 24, % 89, % , % 24, % 92, % , % 25, % 95, % , % 26, % 98, % , % 27, % 101, % , % 28, % 104, % , % 29, % 107, % , % 30, % 110, % , % 31, % 113, % , % 32, % 116, % , % 33, % 119, % , % 34, % 122, % , % 36, % 125, % En Anexo B se presentan los detalles de la determinación de la demanda. 6.5 Precios de Combustibles En un mercado de electricidad abierto y competitivo como el existente en Chile, los precios de los combustibles son esenciales para definir el precio de la energía eléctrica. Chile es un importador neto de combustibles fósiles donde mercados abiertos y competitivos operan para la adquisición y suministro de combustibles sólidos, líquidos y gaseosos, sin impuestos específicos que pudieran producir distorsiones de precios. Por lo tanto los precios internos de los combustibles están directamente relacionados con los precios internacionales ( precio paridad de importación ). Las principales componentes que deben agregarse a los precios internacionales de combustibles son transporte y descarga, y en algunos casos derechos de internación que no exceden el 6%. La proyección de precios internacionales, básicamente petróleo, carbón, gas natural en ciertas ubicaciones y GNL, está sujeta a incertidumbres que se reflejan en un amplio rango de previsiones realizadas por diferentes instituciones como la Agencia Internacional de la Energía (IEA), el Departamento de Energía de Estados Unidos (US-DOE), el Banco Mundial (WB) y otros. Adicionalmente, algunas de estas instituciones proyectan varios escenarios de precios (alto, medio y bajo por ejemplo), que se agregan a la incertidumbre en el nivel de precios a elegir. Synex ha decidido adoptar como hipótesis base de precios de los combustibles la proyección publicada por el banco mundial enero de Para el petróleo se ha considerado que el precio proyectado corresponde al crudo Brent. El precio FOB del carbón en Colombia se ha estimado utilizando una regresión lineal, basada en datos históricos, con el precio de Australia proyectado por el Banco Mundial. En el caso del GNL se ha estimado que el precio en Chile, a partir de 2018, estará relacionado con el precio Henry Hub. Se ha considerado un precio ex-ship (antes del terminal de regasificación) igual a 1.25 x Henry Hub + 5 US$/MBtu por licuefacción y transporte. El costo de regasificación se estima en 1 US$/MBtu, pero no se considera en el despacho por s
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