PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERÍA – DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA IEE3372 MERCADOS ELÉCTRICOS
Evaluación comparativa de centrales de generación de energías renovables mediante la aplicación de la nueva ley de energías renovables recientemente aprobada en Chile Integrantes: Hernaldo Saldías Hernán Ulloa
Profesor: Hugh Rudnick Ingeniero Guía: Eduardo Recordón 25 de Mayo de 2008
Índice 1. 2. 3. 4. 5.
6.
7. 8.
9.
10. 11.
Introducción 2 ¿Qué se entiende por energías renovables no convencionales? 3 Breve descripción del mercado eléctrico chileno y el contexto en que surge la ley que fomenta 5 las energías renovables no convencionales (19.657). Descripción de la nueva ley de energías renovables recientemente aprobada en Chile 9 Incentivos para la generación de energías renovables no convencionales en otros países 11 5.1 Caso Alemán 12 5.1.1 Antecedentes 12 5.1.2 Forma de cálculo de tarifas 13 5.2 Caso Español 13 5.2.1 Antecedentes 14 5.2.2 Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007 14 5.3 Caso Australiano 15 5.2.1 Antecedentes 16 5.2.2 Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007 16 5.4 Caso Brasileño 17 Análisis de créditos y fondos de ayuda destinados a fomentar la participación de privados 19 y particulares en proyectos de ERNC en sus etapas de desarrollo 6.1 Fondos de Prospección y materialización en Regiones 19 6.2 Programa de Proyectos de Pre inversión para la Región Metropolitana 19 6.3 Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) 20 Dimensionamiento del mercado eléctrico de ERNC que podría establecerse en Chile debido a 21 la aplicación de la nueva ley. Descripción de las principales tecnologías de ERNC existentes e incluidas en la nueva ley. 23 8.1 Energía Eólica 23 8.1.1 Ventajas de la energía eólica: 24 8.1.2 Desventajas de la energía Eólica: 24 8.2 Energía de pequeñas centrales hidráulicas 26 8.2.1 Ventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala 27 8.2.2 Desventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala 27 8.3 Energía a partir de la Biomasa 28 8.3.1 Ventajas de la energía a partir de la biomasa 28 8.3.2 Desventajas de la energía a partir de la biomasa 29 8.4 Energía Geotérmica 29 8.4.1 Ventajas de la energía geotérmica 31 8.4.2 Desventajas de la energía geotérmica 31 8.5 Energía Solar 31 8.5.1 Funcionamiento de los sistemas de energía fotovoltaica 32 8.5.2 Ventajas de la energía solar fotovoltaica 34 8.5.3 Desventajas de la energía solar fotovoltaica 34 8.6 Energía mareomotriz 34 8.6.1 Ventajas de la energía mareomotriz 38 8.6.2 Desventajas de la energía mareomotriz 38 8.7 Costos y factor de planta por tecnología de ERNC. 38 Breve evaluación económica y determinación de viabilidad de las distintas tecnologías de 39 ERNC para el caso Chileno con la nueva ley de energías renovables. Análisis comparativo. 9.1 Sensibilidad de los resultados 42 9.1.1 Variación del precio a largo plazo de la energía 42 9.1.2 Variación de los costos de inversión 42 9.1.3 Variación del retorno de la inversión 43 Conclusiones 44 Bibliografía 47
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1.
Introducción
El día 1 de abril del año 2008 fue publicada en el diario oficial la ley 20.257 que tiene por objetivo dar un real incentivo a la implementación de energías renovables en el país. Esta ley surgió después de que las leyes corta I y II demostraran ser insuficientes para lograr este objetivo. La ley más que un incentivo se plantea como una obligación para los generadores de acreditar que un cierto porcentaje, que aumenta progresivamente hasta alcanzar un 10% el 2024, de la energía generada en el país provenga de medios de generación de energía renovable no convencional estableciendo multas en caso de no cumplirlo. La ley surge en medio de un escenario de escasez energética, en donde quedó demostrada una vez más nuestra excesiva dependencia de las centrales hidroeléctricas, y del mercado internacional de los hidrocarburos. Lo anterior provocó que el precio de la energía eléctrica llegara a valores altísimos debido al alto precio del petróleo. Esta ley, surgida como una decisión política del ejecutivo, tiene además como objetivo el diversificar la matriz energética del país, de modo tal que no dependamos tanto en el futuro del precio del petróleo y de la hidrología. Naturalmente surge la inquietud acerca de si esta ley es realmente suficiente para fomentar las ERNC y diversificar nuestra matriz energética y el impacto que tendrá sobre el mercado eléctrico chileno. Para responder a estas interrogantes se estudiará en el presente trabajo el impacto que esta nueva ley de fomento a las energías renovables podría tener en la posibilidad de que los proyectos de ERNC se ejecuten en nuestro país y puedan ser una real contribución a la diversificación de la matriz energética. Para ello se realizará una evaluación comparativa, tanto cualitativa como cuantitativa, entre las distintas tecnologías ERNC existentes incluidas en la ley señalada, con el fin de determinar cuáles tecnologías son económicamente viables a largo plazo dado el nuevo marco legal. Además se estudiará si con el actual marco legal, más la nueva ley, los fondos y mecanismos de incentivo existentes, existe una opción real de que se abra un nuevo mercado al que puedan ingresar empresas distintas de las que tienen el actual control del mercado eléctrico chileno. Primero se revisará brevemente los contenidos de la ley y los mecanismos de ayuda existentes, en una sección posterior se estimará la dimensión del nuevo mercado que esta ley genera, para luego describir brevemente las tecnologías que se incluyen en la ley. En la segunda parte del documento se realiza un análisis simple de la rentabilidad de cada tecnología considerando costos medios de cada tecnología sin ningún apoyo, para luego ver cuál es el impacto de los MDL y la nueva ley. Luego se realizará un análisis de sensibilidades variando ciertas variables y así concluir cuales tecnologías son beneficiadas realmente.
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2.
¿Qué se entiende por energías renovables no convencionales?
Una de las definiciones más precisas de energía renovable nos dice que estas corresponden a “cualquier energía que es regenerada en un corto periodo de tiempo y obtenida directamente del Sol (como termal, fotoquímica o fotoeléctrica), indirectamente del Sol (como el viento, hidroeléctrica, energía fotosintética obtenida de la biomasa) o por algún otro movimiento natural y mecanismos del ambiente (como geotérmica o de mareas). Las energías renovables no incluyen las derivadas de combustibles fósiles, de desechos de combustibles fósiles o de desechos de origen inorgánico.” 1 Como se refleja en la definición anterior las energías renovables se caracterizan porque en sus procesos de transformación y aprovechamiento en energía útil no se consumen ni se agotan en una escala humana. Normalmente las energías renovables se clasifican en convencionales y no convencionales .Dentro de las convencionales, la más difundida es la hidráulica a gran escala. La nueva ley de fomento las ERNC define como medio de generación renovable no convencional a los que presentan cualquiera de las siguientes características: −
− − − − −
−
Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa, correspondiente a la obtenida de materia orgánica y biodegradable, la que puede ser usada directamente como combustible o convertida en otros biocombustibles líquidos, sólidos o gaseosos. Se entenderá incluida la fracción biodegradable de los residuos sólidos domiciliarios y no domiciliarios. Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia máxima sea inferior a 20 MW. 2 Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía geotérmica, entendiéndose por tal la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra. Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía solar, obtenida de la radiación solar. Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía eólica, correspondiente a la energía cinética del viento. Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de los mares, correspondiente a toda forma de energía mecánica producida por el movimiento de las mareas, de las olas y de las corrientes, así como la obtenida del gradiente térmico de los mares. Otros medios de generación determinados fundadamente por la Comisión, que utilicen energías renovables para la generación de electricidad, contribuyan a diversificar las fuentes de abastecimiento de energía en los sistemas eléctricos y causen un bajo impacto
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Asociación de Industrias de Energía Renovable de Texas (TREIA). También se incluyen las centrales hidroeléctricas con potencia instalada de entre 20 y 40 MW, en este caso, el incentivo a las energías renovables se otorgará en forma proporcional y descendente según los MW instalados.
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ambiental, conforme a los procedimientos que establezca el reglamento. Aún no se ha establecido con claridad a qué tipo de centrales apunta esta parte de la Ley de Energías Renovables, pero se estima que su análisis sería caso a caso en el caso de fuentes que no sean las señaladas específicamente por la ley.
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3.
Breve descripción del mercado eléctrico chileno y el contexto en que surge la ley que fomenta las energías renovables no convencionales (19.657).
El mercado eléctrico chileno fue reestructurado profundamente en la década de los 80 siendo liberalizado de manera pionera a nivel mundial. En 1982 mediante la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL1) se eliminó la integración vertical de los tres principales segmentos del sector permitiéndose el ingreso de privados en generación eléctrica, transmisión y distribución. El DFL1 desintegró estos sectores y definió la transmisión y la distribución eléctricas como actividades reguladas, dadas las condiciones naturales de economías de escala y geográficas que ambas poseen, junto con dejar abierto a la libre competencia el mercado de generación eléctrica. El mercado de generación opera bajo despacho económico con tarificación marginalista, donde los medios de generación que tienen menores costos variables de generación son los primeros que producen energía, hasta llenar la curva diaria de despacho según el requerimiento de demanda. En este mercado los privados tienen control absoluto sobre las tecnologías a usar, tamaño de las centrales, ubicación geográfica de los medios de generación y fechas de entrada, etc. El estado se limita a ejercer una función reguladora y fiscalizadora junto con desarrollar planes indicativos de expansión del sector. La base de la competencia en el sector generación la constituye el libre acceso a la red de transmisión troncal bajo condiciones no discriminatorias, lo que permite al generador acceder al mercado de contratos de venta de energía y mercado spot. El sector eléctrico chileno se distribuye geográficamente en 4 sistemas. En el norte, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) abastece principalmente a la gran minería y es un sistema fundamentalmente térmico (99%). En la zona central se encuentra el Sistema Interconectado Central (SIC) que abastece al 90% de la población y es un sistema basado tanto en energía hidráulica (60%) como en energía térmica (40%). En la zona austral del país nos encontramos con dos sistemas pequeños y aislados; el sistema de Aysén, que combina energía térmica (41%) con energía hidráulica y eólica (59%), y el sistema de Magallanes, que es completamente térmico pues usa las reservas locales de gas natural para generar energía. El SIC y el SING agrupan el 99% de la potencia instalada en el país siendo por lejos los sistemas más relevantes del sistema eléctrico chileno.
Figura 1: Comparación generación convencional con generación ERNC 2005 (CNE).
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Actualmente el mercado eléctrico chileno presenta un crecimiento anual de la demanda de energía de entre un 6% y un 7%, con un 5 a 6 % esperado de crecimiento a largo plazo. La capacidad instalada en Chile al año 2007 llegó a 12.847 MW. mientras que la generación anual bruta fue de 55.912 GWh.
Figura 2: Evolución anual del consumo eléctrico y su tasa de crecimiento.
Este gran crecimiento del consumo eléctrico en chile no tuvo como contraparte un aumento en la capacidad de abastecimiento eléctrico de los sistemas interconectados durante la última década, debido a la baja señal de precio derivada del uso del gas natural argentino, el cual era exportado a un precio relativo bajo comparado con otras alternativas de generación, tales como el carbón. Lo anterior, unido a las cada vez más importantes restricciones de gas natural importado desde Argentina y a las condiciones de hidrología seca de los últimos años, ha llevado a la utilización de diesel como combustible principal para generar electricidad mientras que todas las inversiones futuras apuntan a centrales de carbón principalmente. En la figura 3 vemos como la generación en base a carbón y especialmente a diesel ha aumentado considerablemente, mientras que ha disminuido la generación hidráulica y de gas natural. 25000
GWh
20000 15000
2006
10000
2007
5000 0 Pasada
Embalse
Carbón Gas Natural
Diesel
Otro
Figura 3: Generación por tipo de energía primaria.
Esto último ha redundado en un altísimo precio de la energía alcanzando este 260 US$/MWh en marzo del 2008 (costo marginal).
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Figura 4: Costo marginal y precio de nudo (SIC).
A lo anterior debemos sumar el hecho de que el país se encuentra actualmente en sequía lo que nos ha llevado a una profunda estrechez energética, incluso llegándose a estar cerca de racionamiento eléctrico, lo que ha desnudado las fallas de nuestro sistema. Finalmente también hay que considerar que Chile importa la mayor parte del carbón y diesel que utiliza lo que nos lleva a depender en un 70% de fuentes externas para generar nuestra energía. Dada esta situación el gobierno ha decidido dar un impulso a la diversificación de la matriz energética del país, teniendo como uno de sus pilares la inclusión de generación de energía mediante medios renovables no convencionales. Las ERNC tienen la ventaja de que son autóctonas por lo que contribuyen a la seguridad del suministro evitando la dependencia de importaciones del exterior, aumentan la diversidad de nuestra matriz energética y al mismo tiempo generan impactos ambientales significativamente inferiores que las fuentes convencionales de energía, entregando sustentabilidad ambiental a las políticas energéticas. La generación mediante ERNC en Chile posee un escaso desarrollo teniendo una participación cercana al 3% siendo esta muy marginal. A Junio del 2007 la capacidad instalada total era de 327 MW.
41% 58%
1%
Biomasa
Eólica
Mini Hidro
Figura 5: Capacidad instalada ERNC en Chile Junio 2007 (CNE).
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El potencial de generación mediante ERNC no se ha estudiado en detalle. Estimaciones muy gruesas por parte de la CNE cifran el potencial de la energía geotérmica en miles de MW (1200 ‐ 8000), el potencial eólico en miles de MW (5000 o +), el mini hidráulico en miles de MW y la biomasa en cientos de MW. Dentro de este marco y con el propósito de incentivar el uso de medios de generación de energía renovable no convencional se ha promulgado la ley que busca incentivar las inversiones en proyectos de ERNC.
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4.
Descripción de la nueva ley de energías renovables recientemente aprobada en Chile
La nueva ley de fomento a las energías renovales no convencionales aprobada en Chile exige que a partir del año 2010 las empresas generadoras de nuestro país con capacidad instalada superior a 200 MW deberán acreditar que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año haya sido inyectada por medios de generación renovable no convencional, pudiendo ser estos medios propios o contratados. Esta obligación será aplicada de manera gradual siendo de un 5% para los años 2010 a 2014, y aumentándose anualmente un 0,5% a partir del año 2015 para alcanzar así el 10% previsto en el año 2024. Es importante recalcar que este aumento progresivo no aplica respecto de los retiros de energía asociados al suministro de empresas de distribución eléctrica para satisfacer consumos de clientes regulados, a quienes se les exigirá cumplir con el 10% a partir del 2010. La ley permite que una empresa eléctrica traspase sus excedentes a otra empresa eléctrica, pudiendo realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos. El cargo asociado al no cumplimiento de la obligación dictada por ley será de de 0,4 UTM por cada MW/hora de déficit respecto de su obligación. En caso de que dentro de los tres años siguientes a un incumplimiento la empresa volviese a no cumplir lo exigido el cargo aumentará a 0,6 UTM por cada MW/hora de déficit. Al valor del tipo de cambio actual (cerca de $ 450 por dólar) y de la UTM, este cargo de 0,4 UTM implica un valor de aproximadamente 30 US$ por cada MW/h de déficit. Si este valor lo comparamos con los precios de nudo de energía actualmente vigentes, alrededor de 80 US$ por MWh, tenemos que el valor de este recargo asciende a casi un 40% por sobre el precio de venta de energía a empresas distribuidoras. Para cumplir con lo señalado anteriormente las empresas pueden ocupar cualquiera de los medios de generación renovable no convencional incluidos en la ley y que se encuentran detallados en la primera parte de este trabajo como también con: ‐
las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima (PM) sea igual o inferior a 40 MW, las que se corregirán por un factor proporcional igual a FP = 1 ‐ ((PM – 20 MW)/20 MW)
‐
instalaciones de cogeneración eficiente en donde se genera energía eléctrica y calor en un solo proceso de elevado rendimiento energético cuya potencia máxima suministrada al sistema sea inferior a 20 MW.
‐
medios de generación renovables no convencionales, que encontrándose interconectados a los sistemas eléctricos con anterioridad al 1 de enero del 2007 amplíen su capacidad instalada de generación con posterioridad a dicha fecha y conserven su condición de medio de generación renovable no convencional una vez ejecutada la ampliación. Las inyecciones provenientes se corregirán por un factor proporcional igual a FP = PA / PM , 9
donde PA = potencia adicionada con posterioridad al 1 de enero del 2007 PM = potencia máxima del medio de generación luego de la ampliación. Finalmente es importante destacar que las empresas eléctricas deberán acreditar que, a lo menos el cincuenta por ciento del aumento progresivo de 0,5% anual de la obligación ha sido cumplido con inyecciones de energía de medios propios o contratados, elegidas mediante un proceso competitivo, transparente y que no implique una discriminación arbitraria. La obligación de esta ley estará vigente a partir del 1 de enero de 2010, se extenderá por 25 años y será aplicable a los contratos de energía firmados a partir del 31 de agosto de 2007. 10
5. Incentivos a la generación mediante energías renovables no convencionales en otros países Existen Principalmente dos tipos de incentivos utilizados en otros países para estimular la instalación de centrales generadoras con tecnologías que utilicen energías renovables.Por un lado existe la modalidad implementada en Alemania y España, que es un sistema de mínimo precio (Feed‐in) y por otro lado está el modelo implementado en Inglaterra y Australia, llamado sistema de certificados verdes (Quota system). Actualmente en Europa se ha implantado mayoritariamente el modelo de mínimo precio, como se puede ver en la figura 6.
Figura 6: Incentivos para las ERNC en Europa
El modelo “Feed‐in Tariff” incentiva la instalación de nuevos generadores de energías renovables, conectando por obligación a toda empresa generadora de ERNC que lo requiera a la red de distribución y se obliga a los distribuidores a comprarle todo su excedente de energía. Además la autoridad fija un precio a cada tipo de tecnología para la energía de estos generadores. El precio fijado permite al generador financiarse y obtener un margen económico preestablecido, con un riesgo considerablemente acotado. Dado que los costos de este tipo de generación son mayores, estos se distribuyen entre todos los consumidores finales, de manera de no perjudicar a los consumidores presentes en áreas geográficas “privilegiadas” para la instalación de centrales generadoras de ERNC. El sistema de cuotas, obliga a los comercializadores a que un cierto porcentaje de su energía provenga de Energías renovables no convencionales. Además de esto se utilizan los “Certificados de Energía Renovable” (CER). Cada certificado, tiene derecho a vender los CER equivalentes a 1MWh generado, a los comercializadores. Además la autoridad fija el costo de multa para los comercializadores que no cumplan con la cuota de compra a generación con energía renovable. Como se puede sospechar, luego, los costos de los Certificados son traspasados a los consumidores finales. Este sistema produce gran incertidumbre en los precios pagados a los generadores de energías renovables, debido principalmente a la fluctuación aleatoria del precio de 11
los CER, haciendo difícil encontrar financiamiento para los proyectos. A continuación se muestra la forma de aplicación en distintos países de las tendencias anteriormente explicadas. 5.1
Caso Alemán
Alemania es actualmente el país que posee la mayor cantidad de potencia eléctrica instalada proveniente de energía eólica del mundo. Además de esto tenemos que Alemania cuenta con una de las más altas tasas de crecimiento de instalación de energías renovables. Todo esto nos dice que Alemania se puede considerar como uno de los países líderes en la implementación de energías renovables en el mundo. La meta que se han impuesto las autoridades alemanas es que, para el año 2010, la participación de energías renovables instaladas sea al menos de un 12.5% y para el año 2020 sea de al menos de 20%. A enero del 2007 la tasa de participación de energías renovables en el sistema alemán es de 11.6%. En la figura 7 vemos un gráfico que ilustra la participación de las distintas fuentes de energías renovables en Alemania en TWh.
Figura 7: Fuentes de energía renovable en Alemania (2006).
5.1.1
Antecedentes
Alemania, en el año 1991, regula por primera vez la conexión y remuneración de las energías renovables mediante una Ley de Abastecimiento Energético. Con esta ley se obliga al operador de la red a comprar toda la energía renovable producida en el sistema. Como estas fuentes son más costosas que las convencionales, el operador paga un sobreprecio que es fijado por la autoridad. A estas tarifas se les llamaron “Feed‐in Tariff”. En el año 2000 la ley de abastecimiento energético es reemplazada por una ley de energías renovables que contiene un nuevo mecanismo de apoyo a las energías renovables. El objetivo 12
principal de esta modificación es lograr complementar el desarrollo energético con la protección del medio ambiente. A continuación se presentarán los alcances de esta ley. 5.1.2
Forma de cálculo de tarifas
Las leyes alemanas fijan el precio de la energía para los distintos tipos de generadores de energías renovables. Dadas las grandes diferencias de costos entre las distintas tecnologías, estas tarifas son calculadas de manera independiente para cada una de las tecnologías que utilizan energías renovables. Las tarifas son diferenciadas sin considerar bonos adicionales, según los costos de instalación, operación y mantenimiento de cada una de estas tecnologías Los factores considerados en el cálculo de tarifas para generadores que utilizan energías renovables, se pueden ver a continuación. ‐ ‐
5.2
Costos de inversión: incluye el valor del terreno, compra de maquinarias, valor de la instalación del generador, obras civiles, etc. Costos de operación: incluye el costo del combustible en el caso de generadores que utilizan biomasa o biogás, costo financiero del capital invertido, vida útil del generador y además incluye la utilidad para el dueño de los generadores. Caso Español
Junto con Alemania tenemos que España es otro de los países líderes en la instalación de generadores a base de energías renovables. Actualmente ocupa el segundo lugar, después de Alemania, en la instalación de generadores eólicos. En España la generación de electricidad con energías renovables tienen una gran participación en la matriz energética alcanzando para el año 2006 el 19.13% del total de la energía consumida, esto se puede apreciar en la figura 8. Las autoridades se han propuesto la meta de que para el año 2010 el 30% de la producción energética provenga de energías renovables. 25 20 15 10 5 0
Figura 8: Participación de las ERNC en la generación eléctrica de España (2006)
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5.2.1
Antecedentes
Con el objetivo de diversificar la matriz energética, el gobierno español en el año 1981 promulgó el Real Decreto 1217/81 en donde se reconoce el aporte realizado por las energías renovables. En ese entonces entre los motivos que impulsaron al decreto no se encontraban argumentos medioambientales, sino que este decreto se desarrolló como una decisión estratégica para buscar independencia energética. Para este fin se establecieron los siguientes principios: ‐ ‐ ‐
El sistema está obligado a comprar toda la energía proveniente de generadores a partir de fuentes renovables. El gobierno será el que fije el precio para las energías renovables Se facilitará la conexión a la red para los generadores de energías renovables.
Luego en el año 1994 se realizan modificaciones legislativas mediante el Real Decreto 2366/94 en la que entre otros cambios, se reconocen a los sistemas de cogeneración como energía renovable. Recién en el año 1998 se introdujeron a la legislación los temas medioambientales relacionados con las energías renovables mediante el Real Decreto 2818/98. Este decreto establece las normas para la operación de los generadores renovables dentro de un mercado liberalizado, en donde a estos generadores se le fijan precios en una banda entre el 80 y 90% del precio medio de la electricidad. Actualmente tenemos que los generadores renovables se rigen según el Real Decreto 661/2007 el que a continuación describimos. 5.2.2
Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007
El Real Decreto 661/2007 define que las tecnologías de generación incluidas y normadas por él tendrán un tratamiento especial. Las energías pertenecientes a este régimen especial son todas aquellas (Textual del Decreto) “energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen ordinario”. Los generadores de energías renovables que se acogen a este Decreto, tienen la posibilidad de escoger entre dos formas de remuneración, pero deben permanecer a lo menos un año en el sistema de remuneración escogido. Las alternativas que da el decreto son: ‐ ‐
Vender la energía a la empresa distribuidora a un precio por esta energía fijo y establecido por la autoridad. Vender la energía en el mercado, a través del sistema de ofertas que gestiona el operador del mercado, en el sistema de contratación bilateral, a plazo ó una combinación de todos estos medios. El precio al que se le compra la energía en este caso será el precio de mercado más unos bonos adicionales.
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Independiente del sistema escogido, las empresas distribuidoras están obligadas a conectar a sus redes a las empresas generadoras que se acogen a este decreto. Si la empresa generadora elige vender su energía al precio fijo regulado, la distribuidora está obligada a firmar un contrato con la generadora en donde se estipula la compra de toda su energía. Esta compra es financiada por todas las empresas distribuidoras del país de manera que no se esté perjudicando a las distribuidoras situadas cerca de los centros de producción de electricidad a base de energías renovables. En el caso que la empresa generadora opte por vender su energía en el mercado, la empresa distribuidora no está obligada a comprar su energía. Para el cálculo de la tarifa regulada, la autoridad se basa en los costos de instalación y mantención del generador. La tarifa regulada corresponde a un porcentaje de la tarifa media regulada para los consumidores. Para el caso de los generadores que venden su energía en el mercado, el cálculo de los bonos también se calcula como un porcentaje de la tarifa media promedio de la electricidad. Estas tarifas son publicadas todos los años y son revisadas cada cuatro y en caso de haber algún cambio de tarifas producto de alguna situación especial, estos no son retroactivos. Además de esto, en el caso que la potencia instalada de alguna tecnología alcance cierto límite impuesto por la autoridad, las tarifas para esta tecnología también sufren revisión. Hay algunos puntos más que decir acerca de las tarifas tales como: ‐
‐ ‐
‐
5.3
La tarifa que se les paga a los generadores depende del tamaño de la central de modo tal que no exista un beneficio que provenga de las economías de escala que se producen a estos niveles de generación. Los bonos que se pagan a los generadores que venden su energía en el mercado de bolsa están compuestos de un premio por participar en el mercado más un incentivo. Para los generadores a partir de biomasa también existen diferencias de precios pagados según el combustible que utilicen. La tarifa más baja es la pagada a los productores que utilizan la biomasa extraída de desechos urbanos. Otro punto incluido en el decreto es la obligación que tienen los generadores acogidos a él de adscribirse a un centro de control de generación, que es el que monitorea en tiempo real las instalaciones y el que se encarga de que sus instrucciones se lleven a cabo de forma tal que el sistema opere de una manera fiable. Esta adscripción es un requisito para el pago de la tarifa. Caso Australiano
Como ya mencionamos, Australia es uno de los países en que se ha implementado el modelo de “Quota System” para promover la implantación de generadores electicos a base de energías renovables. Este modelo no fija una tarifa para los generadores, sino que se remunera a esta energía según el precio de la energía del sistema, pero además existe otra remuneración (que funciona como un 15
incentivo) en la forma de bono de energía renovable, el cual ayuda a financiar la inversión y los costos de operación del generador. 5.3.1
Antecedentes
En el año 200 se crea la ley llamada “Mandatory Renewable Energy Target” (Objetivo Obligado de Energías Renovables). Mediante esta ley se persigue normar el uso de energías renovables en generación eléctrica, la reducción de emisión en Australia de gases que contribuyan al efecto invernadero y certificar que los generadores renovables no contribuyen a este mal. 5.3.2
Cálculo de tarifas
Como ya mencionamos, en este modelo no se fijan tarifas a la energía, ya que los generadores por el concepto de energía reciben el precio de mercado. Aquí la compensación para los mayores costos e incentivo para estos generadores vienen dados por los “Renewable Energy Certificates” ó Certificados de Energía Renovable (CER). Estos certificados son entregados a los generadores renovables certificados por cada MWh de energía que aportan al sistema (1MWh Renovable = 1 CER). Este derecho a certificado solo lo poseen los generadores eléctricos a base de energía renovable instalados después del año 1997. En esta legislación se le obliga a las empresas comercializadoras de energía el acreditar que un cierto porcentaje de sus ventas provienen de energías renovables, por lo que estos certificados de energía renovable conforman la base de un nuevo mercado en el sector. Estos certificados CER se comercializan actualmente a un precio cercano a los 30US$ por cada CER, y el no cumplimiento de la obligación por parte de los comercializadores tiene una multa impuesta de unos 45US$ por cada CER no demostrado. No obstante el comercializador que haya incurrido en multa tiene la posibilidad de cumplir con este deber dentro de los próximos tres años posteriores a la falta, de esta forma, después de haber cumplido con su déficit, se le devuelve el dinero que pago como multa. Los comercializadores además tienen el derecho de comprar más CER de los que necesitan para establecer una “cuenta de ahorro de certificados” para ser usada en el futuro. Cuando se creó la ley en el año 2000 se debatió acerca de en cuanto debía incrementarse la generación eléctrica con energías renovables para el año 2010. Se pensó en un comienzo fijar un incremento de 2% esto significaba aumentar la participación de las energías renovables de un 10.5% en el año 2000 hasta un 12.5% para el año 2010. Posteriormente se tomó la decisión de fijar el incremento total de energía generada a partir de fuentes renovables para el año 2010 en 9500 GWh. Esto representará un incremento de participación de 0.3%.
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5.4
Caso Brasileño
En Brasil se siguió un sistema diferente a los ya mencionados. Luego de la gran crisis energética que sufrió Brasil en el año 2002, surgieron una serie de iniciativas para poder lograr diversificar la matriz energética, usando energías renovables y por otro lado utilizar las reservas de carbón presentes en el país, que hasta entonces no eran competitivas con las tecnologías vigentes, mayoritariamente la hidroelectricidad. Entre estas iniciativas, el año 2002 se logró aprobar la ley 10.438 en que se crea el Programa de incentivo a Fuentes Alternativas para la energía eléctrica (PROINFA). Dentro de este programa se obliga a las concesionarias de energía a comprar electricidad de fuentes alternativas (pequeña hidroeléctrica, eólica, biomasa). Posteriormente sale la reglamentación de esta ley que establece la compra asegurada por contrato a 20 años(a modo de concesión), por parte de Electrobrás, de 3300 MW provenientes de energías renovables entregada al Sistema Interconectado Nacional a una tarifa establecida por el Ministerio de Minas y Energía. Para elegir a los productores de estos 3300MW (que en un comienzo serían repartidos equitativamente en Mini‐Hidroeléctrica, eólica y biomasa) se llamó a concurso, un resumen de este proceso se da en la tabla 1.
Tabla 1: Resumen PROINFA.
El principal objetivo de esta ley era resolver el problema de oferta de energía potenciando fuentes comercialmente menos viables que las convencionales. Para lograr esto se creó la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) con el fin de tener los fondos necesarios para desarrollar la energía eléctrica en el país y aumentar la competitividad de las energías renovables y el carbón mineral nacional. Esta cuenta (fondo) se financia rateando el monto de este fondo entre los consumidores exceptuando a los de menores ingresos (consumo menor a 80kWh/mes), multas aplicadas por la agencia reguladora eléctrica y contribuciones de los comercializadores de electricidad.
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Esta cuenta se usa para los siguientes fines: ‐ ‐
Cubrir las diferencias de costos de las centrales que usan sólo carbón nacional y aquellas que usan gas natural pero que se encuentran alejadas de la red de gasoductos. Para que el productor de energía renovables y de gas natural cubra la diferencia entre el Valor Económico de la Tecnología Específica de la Fuente (VETEF) y el Valor Económico de Mercado (VEC) cuando la compra‐venta se haga con el consumidor final y el 80% de la tarifa media nacional en los otros casos.
El valor de los VETEF es fijado por el PROINFA y se hace sobre la base de hacer competitiva las fuentes alternativas con la hidroelectricidad. El VEC es determinado por el costo medio ponderado de generación de nuevas centrales hidroeléctricas con más de 30MW de potencia instalada y de las centrales térmicas de gas natural. Hay que mencionar que este programa tuvo grandes problemas ya que no existía un adecuado nivel técnico en los proyectos ni en los emprendedores interesados, como también existían dificultades en la obtención de financiamiento. El Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) es la principal fuente de financiamiento para estos proyectos. Este banco posee aun criterios que hacen difícil para pequeñas empresas obtener estos créditos. Como vemos en la tabla 1, hubo un especial interés en proyectos de generadores eólicos y muy poco para proyectos de biomasa, lo que incluso provocó que se extendiera el plazo para presentar propuestas de este tipo en un segundo llamado. Por el problema técnico involucrado, se optó por romper la proporción que se buscaba en un comienzo y Electrobrás contrató las proporciones de energía indicadas.
18
6.
Análisis de créditos y fondos de ayuda destinados a fomentar la participación de privados y particulares en proyectos de ERNC en sus etapas de desarrollo
La CORFO posee un mecanismo de apoyo a las energías renovables no convencionales por medio de fondos que financian parte de los trabajos de prospección y materialización para proyectos a realizarse en regiones distintas de la Metropolitana como también apoya a las empresas en la etapa de pre inversión en proyectos de ERNC a realizarse en la región metropolitana. A continuación presentaremos brevemente, en forma de tablas, en qué consisten estos fondos. 6.1
Fondos de Prospección y materialización en Regiones
Financia
Estudios o asesorías especializadas en etapa de pre‐inversión para proyectos iguales o superiores a US$400.000 y que no sobrepasen los US$2.000.000 Cantidad No más del 50% del costo de los estudios o asesorías. Financiada Tope máximo 5 millones. Para proyectos de más de US$ 2MM el tope es de US$ 60.000. Quienes pueden Empresas privadas, nacionales o extranjeras, no necesariamente dedicadas al negocio postular de generación de energía, pero que desarrollen proyectos de ERNC por montos iguales o sobre los US$ 400.000 Limitaciones Los postulantes a este fondo no pueden postular a otros subsidios dados por la CORFO Condiciones para Tener la propiedad del recurso o los derechos para explotarlo. ser beneficiado Permisos de los propietarios para el caso de estudios prospectivos. Criterios de Grado de avance y plan de inversión del proyecto. evaluación Capacidad y fortaleza del solicitante. Impacto económico y social en la región a ejecutarse el proyecto. Porcentaje de financiamiento requerido. Reducción de gases invernaderos que provocará el proyecto.
Vemos que este fondo en el mejor de los casos financia tan sólo alrededor del 3% de los gastos totales, pero hay que tener en cuenta que este fondo cubre los gastos de las primeras etapas de inversión, por lo que de todas formas dan un incentivo a las empresas. 6.2
Programa de Proyectos de Pre inversión para la Región Metropolitana
Este programa es similar al anterior pero destinado a las empresas que tienen proyectos de energías renovables a realizarse en la región metropolitana pero financia solamente los estudios y asesorías de las etapas de pre inversión, ya que está pensado para que las empresas cuenten con una herramienta de ayuda en la toma de decisiones en materia de inversión en ERNC. Financia
Cantidad financiada Quienes pueden postular
Estudios o asesorías especializadas en etapa de pre‐inversión para proyectos de generación de energía a partir de fuentes renovables que sean elegibles de acuerdo al protocolo de Kyoto. No más del 50% del costo total del estudio o consultoría con un tope de $33.000.000. Además el monto no puede sobrepasar el 2% del valor de inversión total estimada del proyecto. Empresas con ventas anuales netas inferiores a 1.000.000 UF con proyectos de inversión en generación de energía con ERNC a materializarse en la Región Metropolitana por montos de inversión iguales o superiores a 12.000 UF.
19
Ayuda
Las postulaciones se realizan con la ayuda de un Agente Operador Intermediario, proporcionado por la CORFO, que se encarga de apoyar a las empresas en la formulación y ejecución de sus proyectos. Son el intermediario entre las empresas y la entidad asignadora de recursos.
Aquí vemos claramente que el objetivo de estos fondos es incentivar a las empresas a investigar la factibilidad de los proyectos y no a dar un apoyo económico importante a los proyectos en sí. 6.3
Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL)
Este mecanismo fue creado por el protocolo de Kyoto en el año 1997 y su objetivo es incentivar a las empresas, con instalaciones en países desarrollados, a invertir en proyectos de reducción de emisiones en países en vías de desarrollo. Estos recursos permiten que muchos proyectos que inicialmente no eran económicamente viables, puedan serlo, por lo que su inclusión en la evaluación económica de los proyectos (y este apartado) puede ser de gran importancia. Los recursos que recibe un proyecto que ha calificado a MDL dependen de la cantidad de certificados de reducción de emisiones (CRE) que es capaz de emitir. Estos CRE corresponden a una tonelada de dióxido de carbono, , que el proyecto es capaz de desplazar (evitar que se produzca). En este caso el se usa como equivalente para cualquier gas de efecto invernadero que se pueda desplazar. Actualmente para realizar el cálculo de los certificados se compara la energía generada por esta central calificada como MDL con la que se desplaza en generación por una central a carbón y de esta comparación se calculó la cantidad de desplazado por estos generadores. La cantidad de que desplaza un generador de energía renovable equivale a unas 0.9 toneladas de por MWh. El precio de estos certificados puede ser negociado antes de que el proyecto tenga la certificación de MDL, con un precio bastante menor que el CRE emitido, pero esto tiene el beneficio que el riesgo involucrado de la cantidad de CRE que le sean aprobadas al generador. El precio de estos certificados antes de la certificación del proyecto tienen un valor cercano a los 8US$/ton y el precio de un CRE emitido (ya aprobado) tiene un valor de alrededor de 23US$/ton . Hay que mencionar que para obtener los CRE es de vital importancia demostrar la adicionalidad del proyecto, es decir, que sin los recursos obtenidos a partir del MDL no hubiese sido posible llevarlo a cabo. Los costos de estos estudios e informes se estiman entre 50.000 y 100.000 US$ y el proceso de certificación puede durar alrededor de un año. 20
7.
Dimensionamiento del mercado eléctrico de ERNC que podría establecerse en Chile debido a la aplicación de la nueva ley.
La nueva ley de fomento a las energías renovables no convencionales tiene como consecuencia la creación de un mercado eléctrico de ERNC. Es importante entonces tener una idea del tamaño de este mercado tanto a corto como a largo plazo. Es importante recordar que los porcentajes de obligación de generación mediante ERNC que establece la ley se aplican a todos los retiros de energía cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007. Debido a lo anterior no están afectos a la ley los retiros de energía cuyos contratos hayan sido firmados antes del 31 de agosto del 2007, por lo que resulta primordial tener una buena estimación de estos. Los retiros contratados por las distribuidoras antes del 31 de agosto de 2007 ascienden a 15.000 GWh/año (SIC+SING) 3 . Los retiros contratados por los clientes libres antes del 31 de agosto de 2007 no son públicos, ya que estos contratos se celebran exclusivamente entre privados. Supondremos entonces que un 40% de la demanda del 2010 ya estaba contratada antes del 31 de agosto de 2007, lo que implica 22000 GWh/año (SIC+SING). Esto significa que 37000 GWh/año no estarán afectos a la obligación establecida por ley. Para estimar la demanda del sistema se supuso un crecimiento de largo plazo del 6% anual 4 . Año
% ERNC
Demanda 5 (GWh)
Mercado ERNC (GWh)
Mercado ERNC (MW inst.)
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
5 % 5 % 5 % 5 % 5 % 5,5 % 6 % 6,5 % 7 % 7,5 % 8 % 8,5 % 9 % 9,5 % 10 %
25692,68 29454,24 33441,50 37667,99 42148,07 46896,95 51930,77 57266,61 62922,61 68917,97 75273,05 82009,43 89150,00 96718,99 104742,13
1284,63 1472,71 1672,07 1883,40 2107,40 2579,33 3115,85 3722,33 4404,58 5168,85 6021,84 6970,80 8023,50 9188,30 10474,21
325,88 373,60 424,17 477,78 534,60 654,32 790,42 944,27 1117,35 1311,22 1527,61 1768,34 2035,39 2330,87 2657,08
Tabla 2: Dimensionamiento mercado de generación ERNC
3
Esta información es pública y ha sido informada por la CNE en las licitaciones de suministro realizadas antes del 31 de agosto de 2007. 4 CNE, cálculo de precio de nudo. 5 Corresponde a la demanda esperada anual del SIC y el SING menos los retiros contratados antes del 31 de agosto de 2007 (37000 GWh).
21
Para dimensionar el mercado de ERNC (MW instalados) se aplicó un factor de planta promedio ponderado de todas las tecnologías de 0,45. Es interesante ver como para el año 2020 nuestro país deberá tener instalados 1527 MW exclusivamente de ERNC. Esta cifra es 5 veces mayor a la capacidad actual instalada en ERNC y representa un gran desafío para el país. 22
8.
Descripción de las principales tecnologías de ERNC existentes e incluidas en la nueva ley.
8.1
Energía Eólica
La energía eólica es aquella que es obtenida a partir del aprovechamiento de la energía cinética del viento para mover sistemas electromecánicos en el caso de generación de energía eléctrica. Podemos decir que la energía eólica es un tipo de energía solar debido a que su fuente, el viento, es generado por desplazamiento de corrientes de aire desde zonas de alta presión a zonas de baja presión atmosférica. Y a su vez estas diferencias de presión son generadas por gradientes de temperatura, que se generan por las diferencias de radiación solar entre los distintos puntos de la superficie terrestre. La energía del viento, como ya mencionamos es principalmente cinética. Por lo tanto una fórmula para la energía cinética por unidad de volumen (ó densidad de energía) la podríamos enunciar como sigue: 1 · 2 Donde es la densidad de energía en del viento en
, ρ es la densidad del aire en
, y μ es la velocidad
.
Para aplicaciones con turbinas eólicas es más útil expresar el flujo de potencia por unidad de área, ya que así se puede calcular la potencia que se puede aprovechar con las aspas. Esta potencia se calcula multiplicando la densidad de energía por el volumen de viento que atraviesa una sección de área A por unidad de tiempo. Por lo tanto este volumen será igual a A ⋅ u
. La fórmula
para este flujo de potencia sería entonces:
P=
1 1 ρ ⋅ u 2 ⋅ A ⋅ u = A ⋅ ρ ⋅ u 3 [W ] 2 2
De esta última expresión vemos que la potencia, y por lo tanto la energía, que puede producir un aerogenerador depende críticamente de la velocidad del viento. Vemos que la potencia depende también de la densidad del aire, lo que es intuitivo ya que cuando el aire es “más pesado” posee más energía cinética. A presión atmosférica normal y a 15ºC, el aire tiene una densidad de alrededor de 1.225
, que varía ligeramente con la humedad. También cuando el ambiente
está frío el aire es más denso que cuando hace calor. Otro parámetro importante para la densidad del aire es la presión atmosférica, el aire es más denso para mayores presiones. A grandes alturas, como en las montañas, el aire es menos denso.
23
8.1.1 ‐
‐
‐
‐ ‐
8.1.2 ‐
‐
‐
‐
‐
Ventajas de la energía eólica: Su impacto al medio ambiente es mínimo ya que no emite sustancias tóxicas, por lo que no contamina agua, suelos ni aire, por lo que no contribuye al efecto invernadero ni al calentamiento global. El viento es una fuente de energía abundante y prácticamente es inagotable. Se estima que el potencial eólico en el planeta es suficiente para suplir unas 15 veces la demanda actual de energía mundial. Como el viento es un recurso propio de cada país, la energía eólica da una mayor independencia de otros países y de materias primas (como en el caso de los combustibles). Existiendo los debidos estudios de factibilidad realizados, la construcción de centrales eólicas requiere poco tiempo. Es muy conveniente para alimentar localidades que se encuentran alejadas de los sistemas de transmisión, ya que son sistemas relativamente simples que requieren poca mantención. Desventajas de la energía Eólica: La variabilidad del viento: Para sistemas aislados esto significa un costo adicional en bancos de baterías para almacenar energía para los instantes en que la energía generada no sea suficiente para suplir los consumos. Por esto existen riesgos de no poder cumplir compromisos ya que existe la posibilidad que la energía generada y almacenada no sea suficiente para cubrir la demanda. Para parques eólicos la variabilidad del viento impacta directamente a la calidad de la energía eléctrica que se entrega a la red, ya que puede existir problemas con la estabilidad de voltaje y frecuencia. Para solucionar esto se deben agregar convertidores electrónicos que regulan estos parámetros, lo que eleva el costo de inversión inicial. Alto costo inicial comparado con fuentes térmicas de generación. Pese a que poseen muy bajo costo de operación y de mantenimiento, el alto costo de inversión inicial puede llegar a ser una gran barrera de entrada para estas tecnologías, sobre todo para pequeñas empresas y comunidades interesadas. Cantidad de viento. La generación eólica solo es factible y rentable en zonas que posean velocidades de viento superiores a cierto nivel (6 a 7m/s). por este motivo no podemos instalar aerogeneradores en cualquier lugar. Impacto visual. Como es de esperar, estas grandes instalaciones de aerogeneradores producen un gran cambio estético al paisaje. El modo en que se toma este impacto depende, ya que algunas personas lo encuentran muy atractivo, ya que simboliza para ellos el avance tecnológico de la humanidad, pero para otros es negativo ya que altera la armonía y naturalidad de los paisajes. Como ya mencionamos, una de las cualidades inherentes a la energía eólica, debido a su fuente, es su carácter estocástico; es decir, su gran variabilidad a lo largo del día y las estaciones del año. Además de esto tenemos que agregar que la energía eólica tiene 24
también una variabilidad espacial, por lo que podemos encontrar diferentes características de viento para distintas zonas geográficas. Debido a estas características se hace tremendamente necesario contar con estudios confiables de la velocidad y dirección del viento en los posibles lugares de instalación de los aerogeneradores. Estadísticamente se da que las mayores cantidades de viento se pueden encontrar en las zonas costeras. Esto nos dice que en Chile los generadores eólicos más eficientes se instalarían en islas o sectores cercanos al mar. En Chile, el interés por la instalación de proyectos de energía eólica es bastante reciente. Actualmente existen sólo dos parques eólicos en nuestro país: ‐
‐
Alto Baguales: Corresponde a un parque de tres aerogeneradores (660 kW c/u) con una capacidad conjunta de 2 MW nominal. Se encuentra conectado desde noviembre de 2001 al Sistema Eléctrico de Aysén, que atiende a 19.000 familias de la XI Región del país. El propietario del proyecto es la Empresa Eléctrica de Aysén. Canela (operado por Endesa): Ubicado en la cuarta región, cerca de Los Vilos, a unos 300 km de Santiago sobre una colina que enfrenta la costa. El parque cuenta con 11 aerogeneradores, de 80 metros de alto. El parte eólico genera una potencia de 18,15 MW, que se inyectan al Sistema Interconectado Central a la red de 220 kV.
Un estudio a lo largo de todo el país con se cuenta es el realizado por el departamento de Geofísica de la Universidad de Chile en el año 1993 en que se realizaron mediciones de velocidad de viento en el país. En este informe se puede notar que existe una gran variabilidad de este recurso a lo largo de Chile, destacando las mayores velocidades del viento en la zona costera del país, principalmente en las regiones de Coquimbo y del Bío‐Bío. Recientemente, la CNE ha realizado dos estudios que actualizan el estudio antes señalado en lo referido a recopilación y análisis de información meteorológica de superficie entre las regiones de Atacama y de Los Lagos. Pero esta información no fue recopilada con el motivo de prospección para centrales eólicas, por lo que sirve tan sólo como una referencia. Uno de los grandes inconvenientes de esta tecnología son los bajos factores de planta, los cuales, debido a la gran variabilidad del recurso, fluctúan en torno a los 30% y 35% para Chile continental. Otro inconveniente es que en los sectores cordilleranos de Chile, pese a que existen mejores condiciones de viento, las mayores alturas implican una pérdida de energía generable debido a la menor densidad del aire. Finalmente, otro inconveniente en el desarrollo de esta tecnología es que los sitios con recurso se encuentran normalmente ubicados lejos de las redes de transmisión troncales. 25
8.2
Energía de pequeñas centrales hidráulicas
Esta energía proviene de la energía mecánica, principalmente potencial, que posee el agua. Por este motivo el emplazamiento de estas centrales sería en las zonas cordilleranas y pre cordilleranas de nuestro país, ya que en estos lugares es dónde podemos encontrar el mayor diferencial de energía potencial en los cauces de ríos. Las pequeñas centrales hidroeléctricas según la definición de la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo se pueden clasificar de la siguiente forma: ‐ ‐
‐
‐
Nano o Pico centrales: Corresponden a centrales cuya potencia de generación es inferior a 1kW. Son fundamentalmente usadas para suministro familiar y aplicaciones mecánicas. Micro centrales: Corresponden a las centrales cuya potencia de generación está entre 1kW y 100kW. Su uso principal en el mundo ha sido abastecer redes eléctricas comunales en sectores aislados. Mini Centrales: Son las que poseen una capacidad de generación entre los 100kW y los 1.000kW. Estas se han usado en el mundo para abastecer varias comunidades cercanas como también para la conexión a la red de energía nacional. Pequeñas Centrales: Son aquellas cuya potencia instalada se encuentra en el rango de 1MW a 5MW. Se han usado para alimentar pequeñas ciudades y sectores aledaños y también para conectarlas a la red eléctrica nacional.
La energía proveniente de pequeñas centrales hidroeléctricas es la que competitivamente presenta mayores ventajas con respecto a otras fuentes de energía renovable, ya que son las que presentan mayor desarrollo tecnológico. Esto debido a que este tipo de energía se ha venido usando hace ya muchos años, como también porque este tipo de centrales presenta factores de planta por lo general superiores a 50% y costos de inversión de alrededor de US$ 2 millones por MW instalado. Para hacer el cálculo de la potencia generada a partir de estas centrales, con el caudal y la caída ya determinados, podemos obtener la potencia generable en un generador sin pérdidas de la siguiente forma:
PH = γ ⋅ h ⋅ Q Donde 9.8 [
es la potencia hidráulica máxima, γ es el peso específico del agua (que vale alrededor de ]), h es la caída medida en metros y Q es el caudal medido en [
].
Para obtener un cálculo más realista debemos considerar en la expresión anterior los factores que afectan la eficiencia de los procesos de transformación de energía que son: ‐
La energía de presión disponible a la entrada de la turbina: a la caída total se le deben restar las pérdidas que provocan las tuberías a presión. Así se obtiene la caída neta ó caída aprovechable por la turbina ( ). 26
‐ ‐
Transformación de la energía hidráulica a mecánica: se debe considerar la eficiencia de la turbina hidráulica ( ). Transformación de la energía mecánica a eléctrica: se debe considerar también la eficiencia del generador eléctrico ( ).
Hay ocasiones en que la turbina y el generador eléctrico se deben acoplar por medio de cajas reductoras u otros mecanismos, en los cuales existe una pérdida de eficiencia. Por lo tanto, si consideramos que el acoplamiento entre turbina y generador no tiene pérdidas (o las consideramos dentro de alguno de los otros factores de eficiencia), la potencia generada neta será:
PHN = γ ⋅ hN ⋅ Q ⋅ηT ⋅η G [W] En la práctica se usa generalmente para centrales de pasada la siguiente fórmula aproximada para el cálculo de la potencia neta:
PHN ≈ 8 ⋅ Q ⋅ h 8.2.1 ‐
‐
‐ ‐ ‐ ‐
8.2.2 ‐ ‐
Ventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala Es una fuente limpia y renovable de energía: No consume agua, solo utiliza su energía potencial. No emite gases invernaderos y los impactos al sector donde se instala la central no son significativos. Disponibilidad: Este recurso inagotable mientras el ciclo del agua perdure y se conserve en la cuenca del rio intervenido. Además en chile, por sus características climatológicas y geográficas, existe una gran disponibilidad de este recurso. Bajos costos de operación: Ya que no se requiere de combustibles y las necesidades de mantenimiento son relativamente bajas. Funciona a Temperatura ambiente y “operación en frio”: no se requiere emplear sistemas de refrigeración ó calderas que consumen energía y en muchos casos contaminan. Eficiencia: Esta tecnología posee altas eficiencias de conversión de la energía potencial a energía mecánica y eléctrica (entre 75% y 90%) que es mayor al de otras tecnologías. Vida útil: La tecnología es robusta y posee larga vida útil. Los sistemas pueden mantenerse funcionando por 50 años o más sin requerir grandes inversiones para reemplazar componentes. Desventajas de la energía hidroeléctrica a pequeña escala Alto costo inicial: La inversión requerida está muy concentrada en el desarrollo inicial del proyecto. Disponibilidad Local: La tecnología depende de las condiciones geográficas, climatológicas e hidrológicas por lo que no está disponible en cualquier sitio. Además en muchos casos lo sitios aptos están muy lejanos del sistema de transmisión. 27
‐
‐
Variabilidad del caudal: como estas centrales por lo general no disponen de gran capacidad de almacenamiento de agua, la potencia máxima generada está determinada por el caudal el que puede variar considerablemente de una temporada a otra. Necesidad de estudios: Los proyectos de pequeñas centrales requieren de estudios técnicos para conocer el potencial disponible y la factibilidad técnica, estos implican un costo y un plazo mayor para la puesta en marcha.
8.3
Energía a partir de la Biomasa
La biomasa corresponde a los recursos biológicos, tanto animales como vegetales disponibles para generación como la madera, residuos agrícolas y estiércol. La ventaja que tiene este tipo de combustible con respecto a los demás, es que es el único combustible que contiene carbono biogénico, es decir su combustión no produce emisiones de dióxido de carbono, siendo de esta manera beneficioso para el medio ambiente. Existe un gran número de tipos de biomasa, con distintas capacidades calóricas cada uno. En la Tabla 1 se puede apreciar una comparación entre la energía entregada por la biomasa y la energía que se obtiene de los combustibles fósiles. Cómo se puede ver las energías provenientes de la Biomasa, son menos eficientes que las energías provenientes de los combustibles fósiles, pero tienen la gran ventaja de no generar gases que incrementan el efecto invernadero Actualmente en Chile existen alrededor de 530MW de potencia instalada de generadores que funcionan con Biomasa, todos ellos, a partir de desechos provenientes de la producción forestal del sur del país. Según la empresa Energía Verde, el potencial de Chile para la instalación de centrales generadoras que funcionen con Biomasa, supera los 2.000MW. Esto es sólo considerando el uso de los residuos forestales y el manejo del bosque nativo disponible. Pese a esto, no se ha hecho un cálculo más riguroso del potencial por parte de la autoridad.
Tabla 3: Comparación generación utilizando Biomasa con centrales térmicas convencionales
8.3.1 ‐
Ventajas de la energía a partir de la biomasa Es una fuente renovable de energía y su uso no contribuye a acelerar el calentamiento global. Es más, si reemplazara a los combustibles fósiles permite reducir los niveles de 28
‐ ‐ ‐ ‐ ‐
‐
8.3.2 ‐
‐
‐
dióxido de carbono y los residuos de los procesos de conversión involucrados en los hidrocarburos. La captura del metano de los desechos agrícolas y los rellenos sanitarios junto a la sustitución de los derivados del petróleo ayudan a mitigar el efecto invernadero. La combustión de biomasa produce menos ceniza que la del carbón mineral y puede además usarse como abono orgánico en los suelos. La combustión de biomasa produce niveles insignificantes de sulfuro y no contribuyen a las emanaciones que provocan la lluvia ácida. La conversión de los residuos forestales, agrícolas y urbanos para la generación de energía reduce significativamente los problemas actuales de manejo que traen estos desechos. La biomasa es un recurso local que no está sujeto a las fluctuaciones de precios por variaciones de los mercados internacionales de combustibles. Su uso reduciría la presión económica y la dependencia que impone la importación de los derivados del petróleo. El uso de la biomasa puede incentivar a las economías rurales, creando mas opciones de trabajo e ingresos, reduciendo las presiones económicas sobre la producción agropecuaria y forestal. Desventajas de la energía a partir de la biomasa Por su naturaleza, la biomasa tiene una baja densidad relativa de energía, por lo que se requieren grandes volúmenes para producir niveles de potencia comparables con los producidos por combustibles fósiles. Esto hace que su transporte y manejo se encarezcan. La clave para solucionar este problema es ubicar las centrales de conversión cerca de las fuentes de biomasa, tales como aserraderos y plantaciones. Su combustión incompleta produce materia orgánica, monóxido de carbono y otros gases dañinos. Si se realiza la combustión a elevadas temperaturas también produce óxidos de nitrógeno que ayudan a la lluvia acida. El potencial calórico de la biomasa depende mucho de las variaciones en el contenido de humedad, clima y densidad de la materia prima
8.4
Energía Geotérmica
La energía geotérmica es aquella energía que se extrae del calor interno de la tierra (magma). Existen dos principales tipos de sistemas geotérmicos que se utilizan que son: ‐
‐
Sistemas de agua‐vapor: Denominados también de vapor húmedo, contienen agua bajo presión a temperaturas superiores a 100°C. Este tipo de sistemas geotérmicos es el más común y de mayor explotación en la actualidad, pueden alcanzar temperaturas de hasta 350°C Sistemas de rocas secas calientes: Corresponden a zonas de alto flujo calórico, pero impermeables de tal modo que no hay circulación de fluidos que pueden transportar el calor. En estos casos se inyectan gases o líquidos inyectados para este fin. 29
Chile tiene el privilegio de estar ubicado sobre el “Cinturón de Fuego del Pacífico”, zona que se caracteriza por una alta actividad volcánica. Debido a esto Chile cuenta con un alto potencial para la instalación de centrales generadoras con energía geotérmica. El gobierno de Chile ha promovido el desarrollo de esta tecnología a través del otorgamiento de concesiones de exploración de recursos geotérmicos. Actualmente existen numerosas concesiones de exploración, que en su mayoría corresponden a la empresa nacional de geotermia y al departamento de geofísica de la Universidad de Chile. En la tabla 2 se presentan las concesiones vigentes a abril del año 2006.
Tabla 4: Concesiones de exploración vigentes recursos geotérmicos (CNE).
En la tabla 5 se pueden ver los recursos geotérmicos con posibilidades de ser explotados a lo largo de Chile, según los datos extraídos del Servicio Nacional de Geología y Minería
Tabla 5: Lista de recursos geotérmicos explotables en Chile.
30
Dentro de las características positivas de esta tecnología se encuentran sus altos factores de planta del orden de 90% (funciona en la práctica como una central térmica). Sin embargo, sus costos de inversión son elevados. Su principal desventaja corresponde al alto riesgo asumido por el inversionista en la exploración del recurso geológico en la etapa de desarrollo, debido a la necesidad de realizar costosas perforaciones a grandes profundidades. 8.4.1 ‐ ‐
‐
8.4.2 ‐ ‐ ‐
‐
8.5
Ventajas de la energía geotérmica Energía limpia ya que produce niveles considerablemente menores de emisiones de gases invernaderos que los combustibles fosiles. Factores de planta competitivos con las centrales térmicas. Ya que su fuente provee un flujo constante de energía a lo largo del año que no depende de las condiciones climáticas ni estacionales. Requieren generalmente una menor cantidad de terreno por MW que cualquier otro tipo de central térmica. Desventajas de la energía geotérmica Poco desarrollo, lo que involucra grandes costos de inversión y todos los riesgos involucrados al trabajar con tecnologías en desarrollo. Necesidad de realizar grandes y costosos estudios de prospección de zonas candidatas a ser aptas para la instalación de estas centrales, lo que aumentan los riesgos de inversión. Escasez de zonas aptas para instalar estas centrales, además los yacimientos generalmente no son de fácil acceso, ya que muchas veces se ubican en sectores montañosos. Emanación de ciertos gases nocivos como acido sulfhídrico y contaminación de las aguas subterráneas próximas con sustancias como arsénico y amoniaco. Energía Solar
La energía solar es aquella que proviene directamente de la radiación solar, esta energía es generalmente obtenida mediante colectores térmicos ó paneles solares para su empleo en generación eléctrica. Chile tiene condiciones geográficas privilegiadas que hacen más conveniente la instalación de este tipo de generadores que en muchas otras zonas del mundo donde se han instalado ampliamente como en Alemania, por ejemplo. A pesar de lo anterior la instalación de estas tecnologías no se ha alcanzado un nivel significativo, principalmente debido a los altos costos de las unidades fotovoltaicas y a que actualmente logran muy bajas eficiencias (entre 15 y 20%). En la tabla 6 se puede apreciar las magnitudes de radiación promedio diaria presentes en las diferentes regiones de Chile, obtenidos de la CNE.
31
Tabla 6: Magnitudes promedio de radiación solar en Chile por región.
Existen variadas tecnologías para aprovechar la energía solar. A continuación se nombran algunas: ‐ ‐
‐
Energía solar fotovoltaica: Esta tecnología utiliza placas compuestas de semiconductores que al ser excitadas con radiación solar, produce energía eléctrica. Energía solar termoeléctrica: En este sistema se produce energía eléctrica mediante un ciclo termodinámico convencional, en el que se evapora un fluido, que en este caso es calentado por el sol. Este método reemplaza el uso de combustibles fósiles, por el calor de los rayos solares extraído mediante un sistema de concentradores solares parabólicos. Energía eólico solar: En este método se calienta una masa de aire que sube por un ducto vertical parecido a una chimenea en el cual hay adosadas turbinas eólicas las cuales son las encargadas de generar la energía eléctrica.
La tecnología fotovoltaica es la que actualmente tiene mayor difusión y es en la que más se investiga para lograr mayores eficiencias y menores costos. La energía solar fotovoltaica es lejos la que posee las mayores facilidades de instalación y la que tiene una mayor potencial para ser empleada domésticamente. A continuación describiremos brevemente algunos aspectos de esta tecnología. 8.5.1
Funcionamiento de los sistemas de energía fotovoltaica
Un sistema fotovoltaico es un conjunto de equipos construidos e integrados para realizar cuatro funciones fundamentales que son: ‐ ‐ ‐ ‐
Transformar directa y eficientemente la energía solar en energía eléctrica. Almacenar adecuadamente la energía generada. Proveer adecuadamente la energía producida y almacenada Utilizar eficientemente la energía generada y almacenada.
En la figura 9 se muestran los componentes que realizan las funciones anteriores en una instalación domestica, que describiremos a continuación: ‐
Módulos fotovoltaicos ó paneles solares: Es el bloque en el que se realiza la conversión directa de la energía solar en energía eléctrica. Son placas rectangulares que se componen de un conjunto de celdas fotovoltaicas que son protegidas por un marco de vidrio y 32
‐
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aluminio anodizado. Las celdas fotovoltaicas transforman la energía de un haz de luz (en forma de fotones) en energía eléctrica según el efecto fotoeléctrico. Los materiales usados son generalmente semiconductores tales como el silicio. Estas celdas normalmente tiene un tamaño de 10x10cm y producen alrededor de 1 Watt a plena luz del día. Baterías: Son los componentes encargados de almacenar la energía generada. Ya que la energía generada por la radiación solar es variable, pero relativamente predecible (según el ciclo día‐noche), como también en parte impredecible (nubes, tormentas), es necesario almacenar la energía generada en los momentos en que la generación excede al consumo para ocuparla en los momentos en que se requiera. Debemos dejar en claro que las baterías que se usan para aplicaciones fotovoltaicas son especiales en el sentido que son especialmente diseñadas para soportar grandes periodos de descarga con corrientes moderadas (2 amperes durante 100 horas), y poder ser descargadas casi totalmente antes de ser nuevamente cargadas. Una batería de automóvil por ejemplo no serviría para esto ya que están diseñadas para soportar descargas por periodos breves con grandes corrientes eléctricas (motor de partida), como por ejemplo, 100 amperes por dos segundos. Como se sabe, las baterías proveen un voltaje de corriente continua a su salida con valores estandarizados de 6V, 12V 24V e incluso 48V. La capacidad de una batería se mide en Amperes‐hora que equivale a cuantas horas la batería puede dar la corriente antes de descargarse. Las capacidades comunes varían entre los 100 a los 400 Ah. Su vida útil varía entre los 4 a 6 años aunque con un buen cuidado se puede alargar un poco más. Regulador o controlador de carga: Corresponde a un dispositivo electrónico que es el encargado de controlar tanto el flujo de corriente de la carga proveniente de los módulos fotovoltaicos hacia la batería, como también el flujo de corriente de descarga que va desde la batería hacia las lámparas (en la figura) y demás aparatos eléctricos. Entre sus funciones esta el impedir el paso de corriente hacia la batería cuando esta ya está cargada e impedir el paso de corriente de la batería hacia las cargas cuando esta ha alcanzado su máximo nivel de descarga. Inversor: Es el encargado de transformar el voltaje entregado por las baterías, que es de corriente continua, a uno de corriente alterna que es el que usa la gran mayoría de los componentes eléctricos.
Figura 9: Ejemplo de sistema fotovoltaico (doméstico).
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8.5.2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
8.5.3 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Ventajas de la energía solar fotovoltaica Corresponden a sistemas modulares y de relativa facilidad de transporte. No existen costos de terrenos si son montados sobre techumbres. No contaminan en absoluto. No requieren partes móviles, ni ciclos termodinámicos ni químicos. Por esto requieren de muy poco mantenimiento. Tiene bajísimos, casi nulos, costos de operación y mantenimiento. Muy adecuado para sitios o aplicaciones en que no existen redes de energía eléctrica cercanos. Desventajas de la energía solar fotovoltaica Muy altos costos de capital en comparación con otros sistemas convencionales Recurso intermitente: requiere de bancos de baterías para guardar energía y lograr ser independiente (no necesitar conexión a la red eléctrica). Generalmente falta de infraestructura para la venta y servicios relacionados a esta tecnología Baja eficiencia de los paneles fotovoltaicos (actualmente se encuentran en fase de prueba paneles el doble de eficientes y más económicos que los actuales). Desconocimiento de la población de la confiabilidad de estos sistemas.
8.6
Energía mareomotriz
La energía mareomotriz corresponde a aquella que está contenida en los mares, la cual tiene diferentes manifestaciones como las olas, mareas, corrientes oceánicas y diferencias de temperatura entre las masas de agua. El movimiento de estas grandes masas de agua se debe fundamentalmente a la atracción gravitacional que ejerce la luna sobre ellas, a la rotación terrestre y a la atracción gravitacional de otros astros en menor medida, principalmente el sol. Como bien es sabido por las personas que viven en zonas costeras, la acción gravitacional de la luna provoca que las mareas suban y desciendan dos veces al día; el sol, por su parte, genera un efecto similar en las mareas pero de menor escala, pero que se suma de todas formas al anterior. Estas diferencias de mareas si son aprovechadas adecuadamente son una gran fuente de energía limpia y prácticamente inagotable. El paso del viento sobre el mar provoca que las capas cercanas a la superficie adquieran movimientos circulares los que contienen una porción de la energía cinética del viento, estos movimientos circulares sumados a interacciones con corrientes marinas entre otros factores son los responsables de las olas. La cantidad de energía que puede llevar una ola depende de variados factores como pueden ser la velocidad y duración del viento, la profundidad de las aguas y la 34
sección longitudinal por la que sopla el viento entre otros. La energía de las olas es más difícil de recuperar, pero se están probando en el mundo diversos e ingeniosos mecanismos para lograr sacarle el máximo provecho a estas ondas marinas. La radiación solar también aporta energía al mar, generado gradientes térmicos entre las distintas capas del mar que han sido usados en la actualidad para generar la energía suficiente para destilar el agua del mar. Como es de suponer, esta fuente de energía renovable ha significado un gran desafío para la ciencia y la ingeniería ya que se necesita extraer de la forma más eficiente los distintos tipos de energía (potencial y cinética principalmente) presentes en el mar. Por ejemplo se ha estimado que la energía disipada por las mareas es del orden de los 22000 TWh y se considera que de esta energía se pueden recuperar alrededor de los 200TWh. El tipo de centrales más desarrollada en la actualidad son las que aprovecha las diferencias de marea que se producen durante el día y las que aprovechan las corrientes oceánicas mediante turbinas con sistemas similares a las empleadas en los generadores eólicos. En el caso del aprovechamiento de las mareas el método es bastante simple, muy parecido al principio de las centrales hidroeléctricas de embalse. Consiste en un dique en el cual se almacena el agua cuando la marea esta en un nivel alto para luego ser liberada cuando la marea este baja pasando el agua a través de turbinas hidráulicas. Luego cuando la presa se encuentra vacía y la marea vuelve a subir se abren las compuertas y se vuelve a llenar la presa pasando el agua a través de las turbinas, por lo que se aprovechan doblemente las mareas. En la figura 11 se muestra esquemáticamente el funcionamiento de una central de este tipo montada en Francia en el rio La Rance, que es el principal ejemplo de uso de esta energía en el mundo, la cual fue construida en el año 1967 con una capacidad instalada de 240MW y un salto de agua (desnivel) de ocho metros. En la figura se muestra esta central.
Figura 10: Central mareomotriz del río La Rance.
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Figura 11: Ilustración del principio de funcionamiento de la central del río La Rance
El principal obstáculo para la explotación de esta fuente está en el ámbito económico. Los costos de inversión son muy altos en relación al rendimiento, debido a que las cargas hidráulicas disponibles (energía por unidad de peso del agua) son bajas y variadas. Estas bajas cargas exigen la utilización de grandes equipos para manejar grandes volúmenes de agua en movimiento. Por esto en el caso de las centrales que aprovechan las diferencias de mareas, se requiere que en el lugar de instalación existan grandes diferencias de estas y donde el cierre del mar no involucre grandes costos. Además de lo anterior tenemos que existe un problema de tipo medioambiental ya que este tipo de centrales altera factores como la salinidad de las aguas y el ciclo de los sedimentos marinos lo que genera un gran impacto en los ecosistemas en el lugar donde se instalan estas centrales. La energía proveniente de las corrientes marinas, se aprovecha mediante turbinas de diverso tipo que se instalan en zonas cercanas a las costas debido a que en estas áreas el fondo marino obliga 36
al agua a circular por canales angostos. Las corrientes marinas generadas son relativamente predecibles porque se ven influidas por las mareas, por lo que serán máximas cuatro veces al día. La principal ventaja de las turbinas marinas es que como el agua es unas 830 veces más densa que el aire tenemos que se requieren velocidades de corrientes y aspas de diámetro muy menores que las de un aerogenerador para generar la misma potencia. Existen principalmente dos tipologías para aprovechar las corrientes que nombraremos brevemente: ‐
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Turbinas axiales Horizontales: Consisten en generadores muy parecidos a los eólicos, pero sumergidos en agua, pero sus dimensiones son mucho menores (diámetro de 20m vs 60m) y de velocidades de giro requeridas más bajas. Turbinas axiales verticales: Se utilizan turbinas axiales verticales que hacen girar un generador eléctrico. La ventaja es que se pueden apilar estas turbinas y construir barreras de turbinas para generar mayores potencias. El problema es que se altera la biodiversidad y dificulta el paso de embarcaciones.
En la figura 12 se muestran las dos tipologías mencionadas.
Figura 12: Esquemas de turbinas para generación mediante corrientes marinas.
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Las tecnologías que aprovechan las corrientes marinas tienen un bajo impacto ambiental, con excepción de las barreras de generadores verticales, siendo estos similares a los de centrales hidroeléctricas de pasada. 8.6.1 ‐ ‐ ‐ ‐ 8.6.2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐
Ventajas de la energía mareomotriz Energía Limpia y prácticamente inagotable. Silenciosa y sin emisiones de gases a la atmosfera Costos de materia prima teóricamente nulos Disponible sin importar clima y época del año. Desventajas de la energía mareomotriz Dependiente de la amplitud de las mareas por lo que no se puede instalar en cualquier lugar. Altos costos por MW instalado. Traslado de energía generalmente muy costoso Impactos sobre la biodiversidad marina. Genera un impacto visual significativo en ciertos casos.
Chile, al poseer una gran franja de costa marina y la corriente de Humboldt tiene un gran potencial mareomotriz, pero como ya mencionamos, estas tecnologías aun son incipientes por lo que son muy costosas y poco eficientes.
8.7
Costos y factor de planta por tecnología de ERNC.
En la siguiente tabla se presentan los costos y factores de planta de las tecnologías ERNC estudiadas anteriormente. Tecnología
Costo Inversión US$ / MW
Factor de Planta
Costo Variable US$ / MWh
Hidroeléctrica
