PO�TIFICIA U�IVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IEE3372 – Mercados Eléctricos
ER�C en Chile a la Práctica
Profesor: Hugh Rudnick Van De Wyngard
Profesional Externo: Rodrigo Rojas
Alumnos: Iván Chaparro Ulloa
Cristóbal Muñoz Barañao
Fecha: lunes 24 de mayo de 2010
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Tabla de contenido
Introducción ............................................................................................................................ 3
1 Energías Renovables No Convencionales ...................................................................... 4
2 Marco Legal Chileno ...................................................................................................... 7
2.1 Normativa del Sector Eléctrico ................................................................................ 7
2.2 Normativa Ambiental .............................................................................................. 8
3 Estado Actual de las ERNC en Chile ........................................................................... 10
3.1 Penetración de las ERNC ....................................................................................... 10
3.2 Obras en Construcción ........................................................................................... 11
3.3 Proyectos en Carpeta ............................................................................................. 13
3.4 Futuros Inversionistas ............................................................................................ 15
4 Análisis de las ERNC en Chile ..................................................................................... 18
4.1 Necesidad a futuro de ERNC en Chile .................................................................. 18
4.2 Costos de las Tecnologías ...................................................................................... 20
4.3 Potencial de desarrollo de ERNC en Chile ............................................................ 23
4.4 Ley de ERNC N° 20.257 ....................................................................................... 25
4.4.1 Costo Tecnológico de expansión de ERNC ................................................... 25
4.4.2 Costo Tecnológico de expansión del Sistema ................................................ 27
4.4.3 Multa en Contratos Bilaterales de Energía ..................................................... 28
4.5 Efecto del nuevo sistema de licitaciones en ERNC ............................................... 29
5 Situación de las Energías Renovables en otros países .................................................. 31
6 Conclusiones ................................................................................................................. 33
7 Referencias ................................................................................................................... 35
8 Anexos .......................................................................................................................... 37
8.1 Fórmula Costo Monómico ..................................................................................... 37
8.2 Tablas ..................................................................................................................... 37
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Introducción
En la actualidad el tema del cambio climático ha estado muy presente en discusiones internacionales debido a las catastróficas consecuencias que éste tendría sobre el planeta y sus efectos en la humanidad. Un ejemplo de lo anterior, es la cumbre que se llevó a cabo en diciembre del 2009, en la ciudad de Copenhague, en la cual distintos actores de la comunidad mundial intentaron llegar a un punto en común sobre como la humanidad debía hacer frente a este fenómeno en los próximos años.
Por ello, es importante conocer las medidas de mitigación de emisiones del principal causante del cambio climático, el dióxido de carbono (CO2), que se están adoptando a nivel internacional y por sobre todo conocer que se está haciendo a nivel nacional, de manera de encontrar nuevas posibilidades de inversión y avanzar en ese sentido.
Uno de los sectores de la economía, que presenta las mayores emisiones de CO2 es el sector Energía, pero que además presenta el mayor potencial de abatimiento de estas. Es en esto último, donde juegan un rol clave las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), debido a su característica de generar electricidad con muy bajas o nulas emisiones de CO2.
Otro rol importante que cumplen las ERNC son las de diversificar la matriz energética y así lograr una mayor independencia del país en este sentido.
En esta investigación se pretende entregar una detallada radiografía de los proyectos de ERNC en Chile. Haciendo un catastro de los proyectos en operación, proyectos en construcción, proyectos en tramitación ambiental y proyectos en etapas preliminares.
Además de enlistar los proyectos antes mencionados se estudiaran los actores que juegan un rol importante en tales proyectos (empresas, inversionistas, Estado, comunidades, etc.), el marco regulatorio que se aplica actualmente en Chile y los incentivos y barreras para la entrada de nuevos proyectos de ERNC.
Con lo anterior se pretende tener una visión acabada de estas tecnologías, conocer las verdaderas necesidades de ERNC del país y así definir el tipo de proyecto que es realmente rentable para un inversionista interesado en ERNC en Chile. Además, se busca poder concluir si el país logrará de aquí al año 2024, alcanzar las metas de desarrollo de las ERNC que se han propuesto.
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1 Energías Renovables �o Convencionales
El sector Energía junto con el sector Transporte, de la economía de un país, generalmente son los sectores que más incidencia tienen en la emisión de Gases de Efecto Invernadero (GEI). Como se mencionó anteriormente, este informe está basado en el sector Energía y en especial en las fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
La primera distinción que se debe hacer y que se menciona bastante en la literatura, es la de la diferencia que existe entre el concepto entre fuentes de Energías Renovables y Energías Renovables No Convencionales. Las primeras corresponden a: “fuentes energéticas de uso sustentable en el tiempo” (1), dentro de las cuales están las fuentes:
• Hidroelectricidad.
• Geotermia.
• Eólica.
• Solar.
• Biomasa.
• Mareomotriz.
Lo primero que se observa, es que en las fuentes de Energías Renovables no se discrimina por el tamaño o potencia de la central asociada a dicha fuente, siendo esta una definición aceptada internacionalmente.
Por otra parte, las ERNC corresponden a una distinción realizada en nuestro país que tiene su origen en el ámbito legal, para distinguir algunas fuentes ya existentes de otras a las cuales se quiere fomentar. La definición que se realiza de este tipo de fuentes de energía, en la Ley N° 20.257 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (2) es la siguiente:
“Medios de generación no convencionales: los que presentan cualquiera de las siguientes características:
1) 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 familiares”
2) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia máxima sea inferior 20 megawatts.
3) 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.
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4) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía solar, obtenida de la radiación solar.
5) Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía eólica, correspondiente a la energía cinética del viento.
6) 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.
7) Otros medios de generación determinados fundamentalmente 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 ambiental, conforme a los procedimientos que establezca el reglamento.”
En la definición de ERNC, entregada en la Ley N° 20.257, se observa que el carácter de “No Convencionales” se debe a que se busca excluir a las centrales de generación eléctrica en base a energía hidráulica que sean de gran tamaño. Esto último, se debe principalmente a las grandes economías de escala y rentabilidades que se presentan en las grandes centrales hidráulicas de embalse, ya existentes en nuestro país.
Una breve descripción de las tecnologías renovables no convencionales se presenta a continuación (3):
• Mini Hidroelectricidad: Son centrales hidroeléctricas pequeñas de potencia nominal entre 30 y 50 MW o inferior, instaladas en ríos de bajo caudal. Por lo general estas centrales pueden acumular agua durante el día para generar durante las horas de punta.
• Geotermia: Son centrales que generan con el vapor producido por la actividad volcánica. Se alimentan del vapor saturado extraído desde un acueducto subterráneo e inyectado a la planta de generación. Una vez usado, el vapor se enfría y se devuelve al acueducto. Las primeras centrales geotérmicas se construyeron en los años cuarenta, por lo que se trata de una tecnología desarrollada y conocida. Más aun, una vez verificada la fuente termal, la generación geotérmica es casi constante a lo largo del tiempo. Por ejemplo, los factores de planta de las centrales mexicanas Cerro Prieto (700 MW) y Los Azufres (200 MW) fluctúan entre 85 y 90%.
• Eólica: Son centrales que usan al viento para mover las aspas de los generadores. La tecnología se ha perfeccionado bastante a lo largo de los años y hay varios proveedores de equipos.
• Solar: Esta fuente usa al sol para generar electricidad mediante paneles fotovoltaicos.
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• Biomasa. Esta tecnología corresponde a centrales térmicas convencionales cuyo combustible se considera renovable, como son desechos forestales y desperdicios industriales. a combustible es gas natural (principalmente metano) que generan los desechos y la basura.
• Mareomotriz: Esta fuente usa el movimiento de las mareas para generar electricidad.
Como se mencionó anteriormente la generación eléctrica mediante fuentes de energía renovables, juega un rol muy importante a nivel mundial debido a que permiten que en los distintos países se diversifique la matriz energética, reduciendo la dependencia de combustibles provenientes de otros países, y que al ser fuentes “limpias”, es decir con emisiones de GEI nulas, ayudan a combatir el cambio climático que está afectando al planeta.
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2 Marco Legal Chileno
2.1 Normativa del Sector Eléctrico
El sector eléctrico chileno, en la actualidad, se encuentra regulado por la ley general de servicios eléctricos, que tiene como base el Decreto con Fuerza de Ley (DFL) del año 1982, en el cual se producen una serie de modificaciones radicales al sector eléctrico. Lo más notable es que se introduce el concepto de eficiencia económica en el sector desde un punto de vista global, esto quiere decir que se reconoce que puede existir competencia en la generación y monopolio en transmisión y distribución. A esto se suma la regulación de concesiones y el establecimiento del mecanismo de fijación de tarifas eléctricas, siendo dos de los aspectos más relevantes el uso de una metodología marginalista para la fijación de precios y el pago de peajes por el uso de la red de transmisión. Toda esta estructura del mercado eléctrico en nuestro país, en sus inicios, fue pionera en el mundo, siendo implementada, en años posteriores, en gran parte del mundo (4).
El DFL del año 1982, hasta el día de hoy, ha sufrido modificaciones que van pos de mejorar la eficiencia y seguridad del sistema, a través de nuevas leyes y/o normas técnicas. Pero es recién en el año 2004, en la Ley N° 19.940 llamada “Ley Corta I”, en donde por primera vez se menciona a las fuentes de energías renovables no convencionales y se hace un estímulo a ellas. En el artículo 71-7 de dicha ley, se menciona lo siguiente (5):
“Los propietarios de los medios de generación conectados al sistema eléctrico respectivo cuya fuente sea no convencional, tales como geotérmica, eólica, solar, biomasa, mareomotriz, pequeñas centrales hidroeléctricas, cogeneración y otras similares determinadas fundadamente por la Comisión, cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sea inferior a 20 megawatts, estarán exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, conforme a los criterios establecidos en los incisos siguientes.”
De este primer acercamiento con las ERNC que se hizo, se desprenden dos puntos importantes. El primero, es que se mencionan los medios de generación con fuentes no convencionales y se hace la distinción de las pequeñas centrales hidroeléctricas de las grandes centrales hidráulicas de embalse, las cuales no son consideradas en el carácter de “no convencional”. El segundo punto es el estímulo económico que se les hace a los proyectos de ERNC existentes y venideros, a través del no pago de los costos de transmisión de la energía que producen, si bien este incentivo buscaba producir un aumento en la inversión y por ende en la energía producida por tales medios de generación, en los años posteriores no hubo un aumento significativo de las inversiones debido a que tal estímulo no atacaba la real problemática de las ERNC, la cual es la falta de competitividad
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frente a las fuentes “convencionales”, las que presentan costos medios muchísimo más bajos.
El gran impulso que han tenido las ERNC en nuestro país, se dio a través de la Ley N° 20.257 llamada “Ley ERNC”, que incorpora modificaciones a la ley general de servicios eléctricos. En esta, como se mencionó anteriormente, se realiza una descripción detallada de cuáles son los medios de generación eléctrica en base a fuentes de energías renovables no convencionales, junto con la siguiente obligación (2):
“Cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 megawatts para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, estén o no sujetos a regulación de precios, deberá acreditar ante la Dirección de Peajes del CDEC respectivo, que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados.”
Se menciona además, que esta obligación será efectiva a partir del año 2010 y que partirá en un 5% de los retiros, para así ir aumentando gradualmente hasta llegar al 10% el año 2024, aplicándose multas a las empresas que no la cumplan, entre otros mecanismos asociados.
Cabe resaltar que este incentivo es mucho más potente que el realizado en la “Ley Corta I”, debido a que no solo se busca dar un beneficio monetario directo, sino que además se busca que las ERNC no compitan con los medios de generación convencionales, creando así un sub-mercado (de un 10% del total en el año 2024) en el cual solo compiten las ERNC entre sí. Esto último, permite que las ERNC tengan asegurada su cuota de mercado, entregándoles seguridad, estabilidad y disminución del riesgo a los inversionistas en este tipo de medios de generación.
En la actualidad, aún se encuentra en discusión si la “Ley ERNC” fue la mejor alternativa en términos de promover el desarrollo de proyectos de ERNC y de reducir las emisiones de GEI en nuestro país. Existen expertos que señalan que el porcentaje señalado en la ley debiera haber sido bastante mayor, otros mencionan que se debiera haber adoptado un sistema de subvención directa a dichas fuentes, entre otras discusiones que serán abordadas en el presente informe a través de la justificación y la necesidad de un mayor desarrollo de ERNC en nuestro país.
2.2 Normativa Ambiental
En nuestro país, existe una normativa asociada a la regulación de temas de carácter ambiental, la que corresponde a la Ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente. En esta se genera una institucionalidad en torno a los temas que puedan afectar el
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medio ambiente en nuestro país, mediante la creación de entidades regulatorias, del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA) y de normas (6).
El SEIA, es un mecanismo que permite decidir qué proyectos o actividades, dentro de un grupo debidamente señalado, pueden ejecutarse o modificarse por medio de la evaluación de sus impactos ambientales. Los proyectos que están asociados al sector eléctrico y que deben pasar por el SEIA, son: líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje junto con sus subestaciones y las centrales generadores de energía con una capacidad instalada mayor a 3 MW, es decir, prácticamente la totalidad de los proyectos asociados al sector eléctrico.
Los proyectos del sector eléctrico que entran al SEIA, se encuentran entre 1 a 2 años en evaluación dependiendo del tamaño, impactos y alcances de tal, lo cual significa un tiempo considerable dentro de los plazos de desarrollo de los proyectos. Esto último adiciona dos efectos negativos: un retardo en los tiempos de puesta en marcha del proyecto y un aumento en el riesgo desde el punto de vista de los inversionistas.
En la Ley de bases generales sobre el medio ambiente no se realiza una distinción entre los proyectos de generación eléctrica mediante fuentes convencionales y las ERNC, siendo que estos últimos presentan impactos sustantivamente menores y ayudan a reducir impactos ambientales que se podrían presentar si este tipo de proyectos no se llevaran a cabo, es decir si no se realizan proyectos ERNC serán reemplazados por proyectos convencionales causando un impacto ambiental negativo mucho mayor.
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3 Estado Actual de las ER�C en Chile
Para poder estudiar el futuro de las ERNC en Chile es necesario entender cómo han evolucionado en el tiempo, cuales se han sido las de mayor desarrollo y el motivo de este desarrollo, los potenciales energéticos de las distintas tecnologías ERNC en Chile y quienes poseen los derechos de explotación, cuales son las barreras de entrada de estas tecnologías. Es decir, tener un panorama claro del estado actual de las ERNC en Chile y desde ahí hacer un análisis sobre el comportamiento futuro.
A continuación se presenta una descripción sobre la evolución de las ERNC en Chile.
3.1 Penetración de las ERNC
Para este estudio sólo se consideró el Sistema Interconectado Central, donde la influencia de las ERNC en el desarrollo futuro de este sistema eléctrico es mucho más fuerte. En el SING, la presencia de ERNC es menor siendo de un 0,4% de la capacidad instalada, además prácticamente no existen proyectos de Energías Renovables No Convencionales en carpeta para este sistema. Por otro lado, debido al tamaño de los sistemas Aysén y Magallanes, no fueron considerados en este documento.
Para tener una idea inicial del estado actual de las ERNC en Chile, es necesario estudiar la participación de estas tecnologías en la generación de electricidad en los últimos 10 años. En la Ilustración 1, se puede observar la generación eléctrica de cada tecnología en el SIC, es claro ver que corresponde a un sistema eléctrico hidrotérmico en donde predominan las centrales hidráulicas de embalse, grandes centrales de pasada y centrales térmicas de carbón, gas y diesel.
De este gráfico es posible notar el bajo porcentaje de generación con Energías Renovables No Convencionales en la actualidad, este no supera el 4% de la generación total. No obstante lo anterior, en los últimos años la participación de estas tecnologías ha ido en aumento, esto se ha debido al ingreso de centrales eólicas y de nuevas centrales de biomasa y mini-hidro, incentivadas por Ley N° 20.257 que entró en vigencia el año 2008.
La variabilidad de la generación ERNC se explica principalmente por la tecnología biomasa, cuya disponibilidad de combustible depende de desechos industriales.
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Ilustración 1 – Fuente: (7).
Según los datos obtenidos del CDEC-SIC y presentes en la Ilustración 1, se puede concluir que el crecimiento de las tecnologías ERNC para los próximos años debe ser intensivo si es que se desea cumplir con lo estipulado en la Ley de ERNC. Es aquí donde se abre la posibilidad a nuevas inversiones en el sector eléctrico.
El efecto que tiene la Ley de ERNC en el mercado eléctrico chileno, incluida la multa por el incumplimiento de los porcentajes de generación será tratado más adelante en este estudio.
3.2 Obras en Construcción
La Comisión Nacional de Energía, dos veces al año, debe calcular el precio de nudo de energía y potencia para el SIC. Para ello realiza una proyección de la demanda energética para los próximos años, además de un plan de obras recomendado, de manera de poder satisfacer la demanda de forma confiable.
En base a los datos obtenidos del Informe Técnico de Precio de Nudo correspondiente al mes de abril del 2010, se proyectó la matriz energética para los años 2010, 2011 y 2012 de manera de tener una estimación de la participación de ERNC en el futuro.
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[GW
h a
ño
]
Generación Anual SIC
Eólica
Desechos Forestales
Mini Hidro
Carbón
Gas
Diesel
Hidro Pasada
Hidro Eembalse
ERNC [%]
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En la Ilustración 2 se puede observar la proyección de la capacidad instalada del SIC para los próximos tres años, esta se realizó en base al plan de obras en construcción según la CNE.
Es posible notar un aumento en la capacidad de parques eólicos, así como de centrales de biomasa y en menor medida de centrales mini-hidro, por lo que resulta claro que la CNE prevé que son este tipo de tecnologías la base para la expansión del parque generador de energías renovables no convencionales.
Ilustración 2 – Fuente: (8).
En base al parque generador proyectado anteriormente, teniendo en cuenta el porcentaje promedio de generación en años anteriores y la demanda proyectada según CNE, es posible estimar el porcentaje de generación eléctrica proveniente de ERNC de los próximos años.
En la Ilustración 3 se muestran los resultados de la estimación descrita anteriormente. La generación con ERNC bordea el 5% con lo cual se estaría dando cumplimiento con lo estipulado en la Ley justo en el límite, además se debe tener en cuenta que esto es válido sólo si es que no existe ningún tipo de imprevisto o retraso en la construcción de las obras y si la demanda eléctrica no aumenta más de los previsto. Es
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[MW
]
Proyección Capacidad Instalada SIC
Eólica
Mini Hidro
Biomasa
Térmica
Hidro Pasada
Hidráulica Embalse
ERNC [%]
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decir, con las centrales actualmente en construcción no existe plena seguridad de que se logre cumplir con la Ley y en años posteriores el escenario es aún más incierto.
Ilustración 3 – Fuente: (8).
3.3 Proyectos en Carpeta
Todo proyecto que involucre el desarrollo de una central de generación de energía eléctrica de más de 3 MW de potencia instalada, debe ser sujeta a un Estudio de Impacto Ambiental. Este estudio junto con su resultado son de acceso público, por lo que es posible conocer el tipo de proyecto que están en carpeta en la actualidad.
En la Tabla 1 se muestran todos los proyectos correspondientes a ENRC ingresados a Estudio de Impacto Ambiental. La gran mayoría de los proyectos consisten en parques Eólicos, sumando un total de 1604,74 MW con un potencial de inversión de 3325,9 MMUS$. En segundo lugar se encuentra la tecnología Mini Hidráulica de Pasada con una potencia de 127,41 MW llegando a una inversión total de 278,7 MMUS$. Por último, se encuentran dos proyectos de centrales Fotovoltaicas en el norte grande con una potencia de 18 MW y una inversión de 80 MMUS$.
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2009 2010 2011 2012
[GW
h a
ño
]
Proyección Generación de ERNC SIC
Total Anual [GWh año]
Total ERNC [GWh año]
ERNC [%]
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Tabla 1: Proyectos de ER�C en Carpeta. Fuente: (9).
�ombre Tecnología Capacidad
[MW] Región Estado E-SEIA
Inversión [MMUS$]
Generadora Eólica Punta Curaumilla Eólica 9 Quinta En Calificación 17,9
Parque Eólico Chome Eólica 9 Octava Aprobada 15
Parque Eólico Laguna Verde Eólica 24 Quinta Aprobada 47
Parque Eólico Talinay Eólica 500 Cuarta Aprobada 1000
Parque Eólico Minera Gaby Eólica 40 Segunda (SING) Aprobada 86
Parque Eólico La Cachina Eólica 66 Cuarta Aprobada 123
Ampliación Parque Eólico Lebu Eólica 6,24 Octava Aprobada 6
Proyecto Eólico Quillagua Eólica 100 Segunda (SING) Aprobada 230
Parque Eólico El Pacífico Eólica 72 Cuarta Aprobada 144
Parque Eólico La Gorgonia Eólica 76 Cuarta Aprobada 175
Granja Eólica Calama Eólica 250 Segunda (SING) Aprobada 700
Parque Eólico Punta Palmeras Eólica 103,5 Cuarta Aprobada 230
Proyecto Parque Eólico Hacienda Quijote Eólica 26 Cuarta Aprobada 63
Parque Eólico Lebu Sur Eólica 108 Octava En Calificación 224
Parque Eólico Las Dichas Eólica 16 Quinta En Calificación 30
Proyecto Parque Eólico Valle de los Vientos Eólica 99 Segunda (SING) En Calificación 0,002
Parque Eólico Arauco Eólica 100 Octava En Calificación 235
Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 2 Fotovoltaica 9 Segunda (SING) En Calificación 40
Planta Solar Fotovoltaica Calama Solar 1 Fotovoltaica 9 Segunda (SING) Aprobada 40
Central Hidroeléctrica Butamalal Mini Hidro 12 Octava Aprobado 25
Central Hidroeléctrica de Pasada Canal Bío-Bío Sur Mini Hidro 7,1 Octava En Calificación 12
Central Hidroeléctrica de Pasada Rio Blanco, Hornopiren
Mini Hidro 18 Décima Aprobado 25
Central Hidroeléctrica Los Hierros Mini Hidro 19,85 Séptima En Calificación 50
Central Hidroeléctrica Mallarauco Mini Hidro 3,4 RM En Calificación 8,9
Central Hidroeléctrica Río Huasco Mini Hidro 4,3 Tercera En Calificación 9
Mini Central Hidroeléctrica Cayucupil Mini Hidro 6 Octava En Calificación 12,8
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada El Callao Mini Hidro 3,2 Décima En Calificación 7,5
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Río Blanco Rupanco
Mini Hidro 5,5 Décima Aprobado 15
Mini Central Hidroeléctrica de Pasada Río Negro Mini Hidro 8 Décima En Calificación 20
Minicentral Hidroeléctrica El Diuto Mini Hidro 3,16 Octava Aprobado 6,5
Minicentral Hidroeléctrica Piruquina Mini Hidro 7,6 Décima Aprobado 24
Modificación Central Hidroeléctrica Florín (ex Don Alejo)
Mini Hidro 9 Decimocuarta Aprobado 22
Modificación Minicentral Hidroeléctrica de Pasada Nalcas
Mini Hidro 8,5 Décima Aprobado 20
Pequeña Central Hidroeléctrica Dongo Mini Hidro 5 Décima Aprobado 9
Proyecto Hidroeléctrico Ensenada-Río Blanco. Parte N°2
Mini Hidro 6,8 Décima Aprobado 12
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De esta información se puede inferir que la tecnología ERNC con mayor potencial en Chile es la eólica, según el sector privado, específicamente en las regiones cuarta, quinta y octava, este efecto se estudia más profundamente en la sección 4.4.3 de este trabajo. Siguiendo con el análisis, el mayor potencial energético de tecnología mini-hidro se encuentra en la décima región. Las razones e incentivos de esta repartición geográfica y tecnológica de proyectos ERNC se analizarán más adelante en este estudio.
3.4 Futuros Inversionistas
Realizando un análisis de los actores participantes en los futuros proyectos, se puede tener una idea clara de quienes están desarrollando proyectos en Chile y de donde son los capitales que invierten en el sector eléctrico chileno.
En la Tabla 2 se muestra un listado con todos los inversionistas de proyectos de ERNC actualmente en carpeta en Chile. Si bien muchos de estos proyectos no se llevarán a cabo o se venderán a otras empresas, este es un buen catastro para realizar un primer análisis sobre el interés de los inversionistas en las ERNC.
Principalmente las grandes inversiones están enfocadas en parques generadores eólicos de gran tamaño, destacan Eólica Talinay de capitales españoles con 500 MW, Codelco Chile con 250 MW e Ingeniería Seawind Sudamérica de capitales ingleses con 175 MW, esta última corresponde a cuatro proyectos eólicos.
La participación de la Mini-Hidro es bastante menor que la Eólica, tanto en inversión como en capacidad instalada, aún así existen proyectos de inversionistas extranjeros en esta tecnología.
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Tabla 2: Inversionistas en ER�C en Chile. Fuente: (9).
Inversionista Tecnología Inversión [MMUS$] Capacidad [MW] �úmero Proyectos
País
Eólica Talinay S. A. (ENHOL) Eólica 1000 500 1 España
Codelco Chile, División Codelco Norte Eólica 700 250 1 Chile
Ingeniería Seawind Sudamérica Ltda. Eólica 394 175 4 Inglaterra
Eolic Partners Chile S.A. Eólica 319 148 2 Alemania
Element Power Chile S.A. Eólica 235 100 1 Estados Unidos
ACCIONA ENERGIA CHILE S.A. Eólica 230 103,5 1 España
Inversiones BOSQUEMAR Ltda Eólica 224 108 1 Chile
Ener-Renova Eólica 153 82 2 España
Calama Solar S.A. Fotovoltaica 80 18 2 España
Besalco Construcciones S.A Mini Hidro 50 19,85 1 Chile
Inversiones EW Limitada Eólica 47 24 1 Chile
HIDROENERGIA CHILE LTDA Mini Hidro 45 26 1 Italia
Hidroaustral S.A. Mini Hidro 35 14 2 Italia
RPI Chile Energías Renovables S.A. Mini Hidro 25 12 1 Austria-España
Endesa Eco Mini Hidro 24 7,6 1 Italia
Empresa Eléctrica Florín S.A. Mini Hidro 22 9 1 Chile
Handels und Finanz AG Chile S.A. Eólica 18 9 1 Alemania
Hidroeléctrica Cayucupil Ltda Mini Hidro 13 6 1 Chile
HIDROELÉCTRICA ENSENADA S. A. Mini Hidro 12 6,8 1 Chile
Mainco S.A. Mini Hidro 12 7,1 1 Chile
Hidroeléctrica Río Huasco S.A. Mini Hidro 9 4,3 1 Chile
Hidroeléctrica Dongo Ltda. Mini Hidro 9 5 1 Chile
Hidroeléctrica Mallarauco S.A. Mini Hidro 9 3,4 1 Chile
Hidroenersur S.A. Mini Hidro 8 3,2 1 Italia
Asociación de Canalistas del Laja Mini Hidro 7 3,16 1 Chile
Cristalerías Toro S.A.I.C. Eólica 6 6,24 1 Chile
Parque Eólico Valle De Los Vientos S.A. Eólica 0,002 99 1 Alemania
Es posible notar que existe una amplia gama de proyectos en carpeta, esto habla de que el gran potencial energético existente en nuestro país está siendo considerado como una oportunidad de inversión seria. Además destaca la gran participación extranjera en proyectos de ERNC, en la Tabla 3, se muestra la inversión y potencia instalada segregada por el origen de los capitales financieros. Un 70% de los futuros proyectos de ERNC proviene de países foráneos, de los cuales la mayoría exhibe una gran tradición en energías renovables.
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Tabla 3: Proyectos de ER�C en Carpeta por País. Fuente: (9).
País Inversión [MMUS$] Capacidad [MW] Porcentaje Inversión
Chile 1119 453 30%
España 1488 716 40%
Inglaterra 394 175 11%
Alemania 337 256 9%
Estados Unidos 235 100 6%
Italia 112 51 3%
Extranjeros 2565 1297 70%
Total 3685 1750 100%
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4 Análisis de las ER�C en Chile
Las ERNC en el mundo han ido adquiriendo bastante importancia, debido a diversos temas como: nuevas legislaciones, impuestos a emisiones, oportunidades de negocios, diversificación de la matriz energética, entre otros. Específicamente, en nuestro país, también se han ido presentando diversos requerimientos y/o necesidades de medios de generación eléctrica mediante ERNC, asociados a dos temas que se han ido presentando en las discusiones sobre el futuro del sector en Chile: Independencia Energética y Cambio Climático.
Una vez estudiados el marco legal chileno y el estado actual de las ERNC en Chile, es posible realizar un análisis más acabado del futuro de este tipo de tecnologías y de las posibilidades de inversión que surgen en nuestro país.
4.1 Necesidad a futuro de ERNC en Chile
En Chile, en los últimos años, como se mencionó anteriormente, se han introducido modificaciones a la legislación del sector eléctrico que buscan fomentar al desarrollo de las ERNC. La principal obligación que se impuso al mercado es el requerimiento de la llamada “Ley ERNC”, que busca asegurar una cuota de mercado a las ERNC a partir del año 2010.
Debido a lo anterior, tendremos que año a año y hasta el 2024, tendremos un requerimiento de energía eléctrica producida con ERNC debido a lo impuesto en la legislación vigente. En la Ilustración 4 se logra apreciar cual es la energía eléctrica requerida que sea proveniente de ERNC año a año, en base a las estimaciones de demanda del SIC de clientes libres y regulados, entregadas en el Informe Técnico de Fijación de Precios de Nudo de Abril de 2010.
Ilustración 4 - Fuente: Elaboración Propia.
0%
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0
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24
En
erg
ía (
GW
h)
Proyección Energía requerida ERNC
Demanda
ERNC requerida
Ley ERNC
19
En la Ilustración 4, se puede observar que los requerimientos de energía eléctrica generada mediante ERNC impuestos por la ley, son muy pequeños en comparación a la demanda proyectada en el SIC. Además, esta diferencia se acrecienta año a año debido a que la tasa de crecimiento de la demanda es del orden del 5.3% en comparación con el crecimiento de 5% requerido por ERNC hasta el año 2014, que luego aumenta en 0.5% anual hasta llegar a 10%, recién el 2024.
Otra proyección interesante de realizar, desde el punto de vista de los futuros desarrollos, es la proyección de capacidad instalada de diversas fuentes de ERNC en base a los requerimientos energéticos de estos medios de generación proyectados anteriormente. Además, para realizar esta proyección es necesario conocer como se desarrollará el parque generador de ERNC y los factores de planta de tales fuentes (ver Anexos). Esto se realizó en base al desarrollo del parque que se tendrá para el año 2012, considerando los proyectos actualmente en construcción y los que ya están en funcionamiento, obteniendo que en el futuro exista un 30% de generación en base a mini-hidro, 34% a eólico y un 36% a biomasa. Cabe mencionar que se realizó esta aproximación gruesa de los desarrollos de ERNC en nuestro país, ya que no existen estudios disponibles en donde se realice una proyección de la distribución del parque generador. La proyección antes mencionada se muestra a continuación en la Ilustración 5, de la cual se obtiene que sea muy probable que la capacidad instalada de energía eólica sea muy superior que el de biomasa y el de mini-hidro, principalmente debido a que su factor de planta es bastante pequeño (30%).
Ilustración 5 - Fuente: Elaboración Propia.
0.00
500.00
1000.00
1500.00
2000.00
2500.00
Ca
pa
cid
ad
In
sta
lad
a (
MW
)
Capacidad Instalada requerida ERNC - SIC
Biomasa
Eólica
Mini-hidro
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4.2 Costos de las Tecnologías
Un inversionista que quiera empezar a evaluar un proyecto eléctrico en Chile, debe comenzar por identificar las tecnologías competitivas en el mercado. Para ello, un primer paso es comparar costos de inversión y costos monómicos de energía de cada tecnología.
Si bien las distintas realidades en el mundo pueden hacen variar los costos tecnológicos de las energías renovables, es bueno tener una primera impresión sobre los costos de cada tecnología y después profundizar en el detalle del proyecto.
La variabilidad de costos tecnológicos e inversión se observa en el amplio rango en los valores de la Tabla 4.
Debido a que las tecnologías renovables son nuevas y están en continuo desarrollo y mejoramiento, se prevé que en el futuro estas reducirán sus costos de inversión, costos fijos y costos variables. Las razones de estas reducciones de costos se pueden explicar debido a mejoras tecnológicas que se puedan producir, economías de escalas que puedan surgir en la construcción de centrales como consecuencia de la masificación en su uso y el mayor conocimiento en el funcionamiento de las centrales de energías renovables.
En la Tabla 4, se muestra una estimación de costos de inversión y tecnológicos para energías renovables. En la actualidad las energías renovables más económicas resultan ser biomasa, mini-hidro, geotérmica y eólica, mientras que las tecnologías solares y mareomotrices resultan ser las menos competitivas, no es coincidencia que justamente estas últimas tecnologías sean las de menor desarrollo a nivel mundial, ver Ilustración 6.
La proyección realizada al año 2030 muestra reducciones considerables en los costos de generación eléctrica para las tecnologías solares y mareomotrices, sin embargo estas aún seguirán siendo menos competitivas que las tecnologías de biomasa, mini-hidro, geotérmica y eólica. Cabe destacar que las diferencias disminuyen, los costos se emparejan, por lo que las posibilidades de inversión en estas tecnologías aumentarán con el avance del tiempo y no se pueden descartar de plano.
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Tabla 4: Costos de Inversión y Monómicos de Energías Renovables. Fuente: (10).
2008 2030
Tecnología Costo de Inversión
[US$/kW]
Precio monómico de Energía
[US$/MWh]
Costo de Inversión
[US$/kW]
Precio monómico de Energía
[US$/MWh]
Biomasa 2960-3670 50-140 2550-3150 35-120
Hidráulica 1970-2600 45-105 1940-2570 40-100
Geotérmica 3470-4060 65-80 3020-3540 55-70
Eólica Onshore 1770-1960 90-105 1440-1600 70-85
Eólica Offshore 2890-3200 100-120 2280-2530 80-95
Solar Térmica 3470-4500 135-370 1730-2160 70-220
Solar Fotovoltaica 5730-6800 360-755 2010-2400 140-305
Mareomotriz 5150-5420 195-220 2240-2390 100-115
Ilustración 6 - Fuente: (11).
Por otro lado, no se puede obviar a las tecnologías convencionales. Si bien es cierto que las energías renovables poseen incentivos importantes para su desarrollo por parte de algunos estados, no se puede olvidar que estas siempre competirán con tecnologías convencionales de generación eléctrica, por lo que en un análisis de costos de inversión y tecnológicos no pueden estar ausentes.
550 681 4104 61819158237 173317
3162165
0
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1000000
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2000000
2500000
3000000
3500000
Generación Mundial con Renovables 2007
Energía [GWh-año]
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Debido a que las tecnologías térmicas como son carbón, gas natural y diesel se han desarrollado durante muchos años en todo el mundo, no se espera que sus costos de inversión y de operación cambien significativamente en el futuro. Por lo que no se cometen grandes errores si se asume que estos costos actuales permanecen constantes en el tiempo.
En la Tabla 5, se muestran costos de inversión y tecnológicos para centrales térmicas presentes en nuestro país. El carbón resulta ser la tecnología más competitiva, seguida de la generación con gas natural y por última la tecnología diesel.
A diferencia de las energías renovables, donde el mayor porcentaje de su costo monómico está dado por el costo de inversión, en el caso de las tecnologías térmicas este costo viene dado por el precio del combustible. Debido a la gran volatilidad del precio de los combustibles fósiles, el costo de la energía cambia continuamente, pero también es cierto que el precio del carbón históricamente ha estado por debajo del precio del petróleo y gas natural, además se sabe que los precios entre estos dos últimos combustibles están altamente correlacionados, ver Ilustración 7. De aquí se concluye que pese a las variaciones en los precios de los combustibles fósiles, el carbón siempre será más competitivo que el resto de las tecnologías térmicas convencionales.
Tabla 5: Costos de Inversión y Monómico de Tecnologías Térmicas Convencionales. Fuente: (12) (8).
Tecnología Costo de Inversión
[US$/kW] Precio monómico de Energía
[US$/MWh]
Carbón 2223 73,63
GNL 984 107,51
Diesel 685 161,56
Ilustración 7 - Fuente: (13).
0.00
2.00
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20
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20
08
[US
$/M
btu
]
Evolución Precio de Combustibles Fósiles
Diesel
GNL
Carbón
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4.3 Potencial de desarrollo de ERNC en Chile
Chile, debido a sus condiciones geográficas y de recursos naturales, presenta potenciales de desarrollo de diversas fuentes de ERNC. En la literatura y en la prensa, se menciona el desarrollo de energía eólica en la costa de la IV región, de energía solar en el norte grande, de biomasa en el sur de nuestro país (asociado a la industria forestal) y de energía mareomotriz en toda la costa de nuestro país. A esto, se adiciona el ya explotado y reconocido potencial hidráulico de nuestro país que es aprovechado, en una pequeña parte para producir energía eléctrica en base a centrales hidráulicas de pasada pequeñas.
En un estudio realizado por las universidades de Chile y Santa María (14), se calcula el potencial bruto, es decir sin considerar limitaciones físicas y/o económicas, que existe de diversas fuentes de ERNC en nuestro país, lo cual se muestra a continuación en la Tabla 6.
Tabla 6: Potenciales Brutos de ER�C-SIC, estimación al 2025. Fuente: (14).
Recurso Potencial Bruto (MW)
Hidráulica 20392
Geotérmica 16000
Eólica 40000
Biomasa 13675
Solar 100000
Fotovoltaica 1000
Total 191067
Se observa que el mayor potencial bruto de capacidad instalada de ERNC en nuestro país, está asociado a la energía eléctrica proveniente de centrales Solares, a este le sigue la proveniente de centrales Eólicas. Este análisis va en contra del desarrollo actual del parque generador de ERNC (centrales eólicas y mini-hidro, como se mencionó anteriormente), debido a que no está considerando la viabilidad económica y técnica de tales inversiones y solo lo analiza desde el punto de vista técnico. Debido a esto, para clarificar cual es el potencial considerando las variables técnicas y económicas, es necesario plantear un escenario de precios de la energía. En el estudio mencionado anteriormente, se plantean diversos escenarios de evolución de los precios, en base a proyecciones demográficas y macroeconómicas. En la Tabla 7 se logra apreciar los potenciales mencionados anteriormente, que consideran efectos económicos y técnicos, conjuntamente.
24
Tabla 7: Capacidad de potencia instalable técnico-económica de ER�C-SIC (2025). Fuente: (14).
Recurso ER�C Potencial
Técnicamente factible
Escenario Conservador1
Escenario Dinámico
Escenario Dinámico-Plus
Hidráulica 3003 1421 1653 1850
Geotérmica 1500 810 940 1400
Eólica 1500 330 998 1200
Biomasa 3249 461 501 903
Solar 1051 210 210 250
FV 500 100 100 150
Total 10803 3332 4402 7778
% del SIC 47.5% 14.7% 19% 25.3%
Se observa que el máximo potencial de capacidad instalada, factible desde el punto de vista económico y técnico, en todos los escenarios de precios, corresponde a las centrales de generación mini-hidro. Este resultado era esperable y va de la mano con el desarrollo actual del parque, donde las centrales de pasada mini-hidro resultan ser muy competitivas en comparación a las otras ERNC, inclusive pudiendo competir directamente con centrales térmicas, con resultados favorables. Este resultado se ve respaldado con los potenciales de energía generable por tales fuentes, los cuales se muestran en la Tabla 8, debido a que la generación de energía es uno de los puntos fundamentales del modelo de negocios de las centrales ERNC, pero no siendo el único.
Tabla 8: Energía generable técnico-económica de ER�C-SIC (2025). Fuente: (14).
Recurso ER�C Potencial
Técnicamente factible
Escenario Conservador2
Escenario Dinámico
Escenario Dinámico-Plus
Hidráulica 15784 7469 8688 9724
Geotérmica 10512 5676 6588 9811
Eólica 3942 867 2623 3154
Biomasa 22769 3231 3511 6328
Solar 1841 368 368 438
FV 657 131 131 197
Total 10803 3332 4402 7778
% del SIC 47.5% 14.7% 19% 25.3%
1 Los escenarios de precios de la energía, están en orden creciente. Siendo el Escenario Dinámico-Plus el más
optimista, según lo señalado en el estudio. 2 Los escenarios de precios de la energía, están en orden creciente. Siendo el Escenario Dinámico-Plus el más
optimista, según lo señalado en el estudio.
25
Otro análisis importante que se puede hacer en base a la energía generable potencial, es si se logra alcanzar el 10% impuesto por la llamada “Ley ERNC”. Como se puede observar en la Tabla 8, vemos que en todos los escenarios de precios de la energía, se logra alcanzar el 10% requerido para el año 2024, si bien el potencial está calculado para el año 2025, si se piensa que en un año es poco probable que varíe en demasía la capacidad instalada de ERNC es razonable realizar esta comparación.
4.4 Ley de ERNC N° 20.257
Un tema importante en el análisis de posibilidades de inversión en ERNC es la Ley N° 20.257 que, como se mencionó en la sección 2.1 de este trabajo, estipula una multa sobre los contratos bilaterales si el 5% de la energía suministrada no proviene de fuentes ERNC, este porcentaje aumentará a partir del 2015.
Esta Ley tiene como objetivo incentivar las inversiones en ERNC, pero no es evidente el verdadero impacto que tendrá o está teniendo en el mercado eléctrico. Para aclarar sus efectos se procederá a realizar un análisis al respecto.
4.4.1 Costo Tecnológico de expansión de ERNC
Para iniciar el análisis se debe clarificar que tipo de tecnología de ERNC tiene verdaderas posibilidades de desarrollo en nuestro país (3):
• Mini Hidroelectricidad:
Esta tecnología es madura y de alta disponibilidad en el mercado, además existe amplio conocimiento acumulado en Chile sobre los caudales y su variabilidad en las principales cuencas resumidos en estadísticas de a lo menos los últimos 40 años. La disponibilidad de energía es volátil pero manejable con las reglas actuales de operación del sistema eléctrico chileno. Se trata de proyectos que seguramente no requieren subsidios para ser rentables a los precios vigentes.
Posee dos grandes desventajas, primero es que la mayoría de los derechos de agua para la explotación de este recurso está en poder de dos empresas consagradas en el sector eléctrico chileno, como son ENDESA y Colbún, por lo que a pesar de tener un gran potencial de desarrollo, como se vio en la sección 4.3. Además, esta tecnología enfrenta dificultades debido a los altos costos de las líneas de transmisión, ya que en el sector transmisión existen notables economías de escala, ver Ilustración 8. La transmisión de bajas cantidades de energía, como es el caso de mini-hidro, encarecen de sobremanera los proyectos.
Debido a lo anterior, esta tecnología no representa el principal medio de entrada a nuevos inversionistas al mercado eléctrico chileno.
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• Geotermia:
Su principal limitación es que las prospecciones y perforaciones geológicas necesarias para investigar la disponibilidad de vapor duran un par de años y son inciertas. Si bien existen incentivos por parte de la CORFO para realizar este tipo de investigaciones, no se han obtenido resultados satisfactorios. No se espera que esta tecnología se desarrolle en nuestro país en el corto plazo.
• Eólica:
El viento es una fuente de energía volátil, dentro de una misma hora las turbinas podrían generar desde cero hasta la capacidad máxima, y los factores de planta son muy bajos, entre 20 y 30%, lo cual hace encarecer los proyectos eólicos.
• Solar:
La tecnología está disponible sólo a nivel de prototipo y sin mayor desarrollo comercial, sus costos son muy elevados.
• Biomasa:
Está ampliamente desarrollada. Por lo tanto es muy confiable y el suministro es constante, con factores de planta superiores al 90%. La principal desventaja es la escasez de combustible, debido a que la mayoría proviene de desechos industriales la masificación de esta tecnología es improbable.
• Mareomotriz:
Se trata de una tecnología experimental, su generación es muy variable y posee costos muy elevados.
Ilustración 8 - Fuente: (15).
27
Tomando en consideración lo descrito en la sección 3 y 4.3 sobre el estado de las ERNC en la actualidad y potenciales de desarrollo de cada tecnología respectivamente, además de las desventajas descritas anteriormente, se puede distinguir que las tecnologías eólicas, biomasa y mini-hidro tienen posibilidades reales de desarrollo en Chile. Además, en la Tabla 17 se muestras los costos para cada una de las tecnologías, es claro que la mini-hidro sería la de mayor potencial, luego biomasa y por último eólica.
Tabla 9: Costo de Inversión y Monómico de ER�C presente en el SIC. Fuente: (8) (12).
Tecnología C Inv. [US$/kW] C Mono. [US$/MWh]
Biomasa 3849 117,48
Eólica 2349 124,48
Mini-Hidro 2291 49,33
Lo anterior no se traduce a la realidad, ya se estudió que la tecnología con mayores proyectos en carpeta es la eólica, las razones de que esto ocurra provienen de la accesibilidad a los recursos por parte de los nuevos agentes en el mercado. Los recursos de biomasa son muy escasos, provienen de actividades forestales de difícil acceso, algo similar ocurre con mini-hidro donde la mayor parte de los derechos de agua de proyectos rentables los poseen Endesa o Colbún por lo que no es fácil desarrollar este tipo de proyectos.
Por lo que la tecnología eólica es la de más fácil acceso a nuevos inversionistas en el sector generación de renovables. Este análisis, concuerda con los datos obtenidos en la sección 3.3, donde la mayoría de los proyectos futuros de ERNC corresponden a tecnología eólica. Es por ello, que el costo de expansión de las renovables corresponde al costo tecnológico eólico que para nuestro país es de 124,48 US$/MWh.
4.4.2 Costo Tecnológico de expansión del Sistema
El costo tecnológico de expansión del sistema corresponde a un análisis a largo plazo del costo de la energía y está dado por la tecnología en la que se expande el sistema para poder suministrar la demanda eléctrica.
Debido a que el sistema no se expande en centrales hidráulicas porque los precios de energía bajarían mucho y no sería rentable invertir en este recurso. Comúnmente la tecnología de expansión está dada por centrales térmicas, según Tabla 5, el precio monómico de energía más bajo entre centrales térmicas está dado por el carbón, por lo que no es erróneo asumir que esta es la tecnología de expansión de sistema con un precio de 73,63 US$/MWh.
Esto se confirma al observar el precio medio de energía según CNE. En la Ilustración 9 se ve que este precio alcanza valores cercanos a los 80 US$/MWh, lo cual se acerca bastante al precio monómico del carbón.
28
Ilustración 9 - Fuente: (8).
4.4.3 Multa en Contratos Bilaterales de Energía
Toda empresa que posea contratos bilaterales deberá proveer un 5% de su energía de una fuente de ERNC. En caso contrario, deberá pagar una multa de 0,4 UTM por cada MWh que no haya sido suministrado con un medio renovable y 0,6 UTM si es reincidente dentro de los 3 siguientes años.
Una empresa que no posea medios renovables de generación tendrá dos opciones, comprar energía renovable o simplemente pagar la multa. La empresa decidirá comprar energía renovable si su precio es más económico que simplemente pagar la multa.
En la actualidad, la UTM está a un precio de $36.862 o US$67,74 (544,2 $/US$) por lo que cada MWh no suministrado con renovables tendrá un sobrecosto de 27,09 US$/MWh. Debido a que la energía tendrá un costo de 73,63 US$/MWh dado por el carbón, la empresa no comprará energía renovable no convencional por un precio mayor a 100,72 US$/MWh.
Tabla 10: Costos de Energía y Multa. Fuente: (16) (17) (8).
Tecnología
Costo Monómico [US$/MWh]
Pesos Chilenos
[$] Carbón 73,63
UTM Dólar
36862 544,2
Multa 27,09
Carbón + Multa 100,72
Eólica 124,48
Al observar la Tabla 10, el precio monómico de energía eólica es de 124,48 US$/MWh que está por sobre el precio de indiferencia de pagar la multa. Esto quiere decir que la Ley de ERNC no tendrá un efecto importante en incentivar la inversión de ERNC, sino que las empresas preferirán pagar la multa.
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Esto no significa que no se desarrollarán proyectos renovables, hay que recordar que este análisis es general, no involucra detalles de cada proyecto, por lo que si pueden existir proyectos renovables rentables y que las empresas estarán dispuestos a comprar su energía.
Una solución es elevar la multa pero eso traerá consecuencias negativas al desarrollo económico del país, ya que hará aumentar el precio de la energía eléctrica y por consecuencia el costo de la actividad industrial.
4.5 Efecto del nuevo sistema de licitaciones en ERNC
En Chile, antes de la entrada en vigencia de la Ley N° 20.018 llamada “Ley Corta II”, el suministro que realizaban los generadores a las empresas distribuidoras que abastecen a los clientes regulados estaba determinado por contratos a Precio de Nudo, tal como se mencionó anteriormente. Este precio, es una proyección a largo plazo de los Costos Marginales, realizada por la Comisión Nacional de Energía, la cual en los últimos años, dados los diversos acontecimientos, se volvió extremadamente inestable, lo cual no es atractivo para nuevos inversionistas que quieren entrar al mercado, ya sean estos de energías tradicionales y de ERNC.
A partir de la entrada en vigencia de la “Ley Corta II” en el año 2005, el sistema de contratos entre distribuidoras y generadores a precio de nudo, se cambió por un sistema de licitaciones abiertas competitivas, en donde el precio queda definido por la licitación misma. Esto reemplaza la volatilidad de los costos marginales en el futuro estimada a través del precio nudo, los precios de largo plazo se basan en los costos que las empresas esperan en el largo plazo y se reduce el riesgo para los inversores, ya que pueden adjudicarse licitaciones antes de construir la central, respaldando así la inversión. Este último punto es muy interesante de analizar, ya que señala que el nuevo esquema de licitaciones fomenta la inversión y en especial, apoya la entrada de nuevos inversionistas al mercado, ya que disminuye bastante su riesgo, estabilizando sus ingresos y facilitando su financiamiento.
Si bien este nuevo esquema de licitaciones busca incentivar las inversiones en el sector generación y la entrada de nuevos integrantes a este, no hace distinción entre generadores en base a energías tradicionales y a generadores ERNC, potenciando a estas dos fuentes por igual. Pero como la legislación incentiva el desarrollo del parque generador en su totalidad, de todos modos se está incentivando la inversión en ERNC.
Como se mencionó anteriormente, este esquema de licitaciones produce una estabilización de los ingresos de los generadores, los cuales ya no están afectos a las
30
volatilidades mostradas por el precio de nudo. Esto es bastante llamativo para las centrales ERNC, en especial para las eólicas, las cuales debido a la estocasticidad de la velocidad del viento, tienen una generación de energía muy variable lo cual conlleva a ingresos por ese concepto variables. Un ejemplo de lo favorable que fue para las centrales eólicas de nuevos inversionistas el sistema de licitaciones, es el del parque eólico Monte Redondo (38 MW) perteneciente al grupo GDF SUEZ, el cual se adjudicó un contrato de suministro con la empresa CGE Distribución por 100 GWh por 14 años, a un precio medio indexado de 92.7 US$/MWh. Este contrato es bastante beneficioso para el generador, debido a que le asegura ingresos relativamente estables por 14 años a un precio de la energía bastante alto.
31
5 Situación de las Energías Renovables en otros países
Para comprender la situación de las ERNC en Chile, además de los puntos desarrollados anteriormente, es necesario analizar el proceso, incentivos y desarrollos, que han tenido en otros países.
Un caso interesante de analizar, es el de España y Alemania. En esos países se implementó un esquema de tarifas llamado “feed-in”, con el fin de fomentar la inversión en energías renovables para que la energía eléctrica proveniente de tales fuentes tenga un precio menor al de toda la red. Este esquema está compuesto de las siguientes disposiciones para las energías renovables: que se garantice el acceso al sistema, que tales generadores tengan contratos de largo plazo y el establecimiento de los precios de la energía proveniente de dichas fuentes. Este sistema principalmente se base en la subvención que realiza el estado para “fijar” un precio de la electricidad proveniente de fuentes de energías renovables, permitiendo que estas sean atractivas para los inversionistas y así garantizar el desarrollo de tales medios de generación. En estos países, se concentra el 80% de la capacidad instalada de centrales eólica de todo el continente Europeo, resaltando el gran desarrollo que ha existido en la costa norte de Alemania. En España, en el año 2009 la generación de electricidad en base a fuentes de energías renovables llegó a un porcentaje cercano al 20% del total transado, en Alemania se llegó a un 10% del total (18) (19).
Hasta hace algunos años, el desarrollo de las energías renovables en los países mencionados anteriormente, parecía próspero y que no tendría mayores dificultades, pero a raíz de los grandes déficits fiscales que los aquejan y debido a que los esquemas tarifarios que existen en España y Alemania implican grandes subsidios por parte del estado, los inversionistas han tenido mayores precauciones a la hora de invertir debido a que se teme que se acaben los beneficios que tenían estas fuentes que las hacían realmente rentables. Esta situación se puede observar detalladamente en (20), en el cual se encuentra una noticia asociada con la situación acontecida en España.
Debido a la situación anteriormente descrita en tales países, los inversionistas y analistas de mercado perciben que se producirá una migración de inversiones hacia otros países que presenten condiciones favorables para el desarrollo de centrales de generación eléctrica en base a energías renovables. Si bien, en nuestro país existen instrumentos de apoyo a estas, como se describió en los puntos anteriores de este informe, puede que no sean lo suficientemente atractivos para lograr captar todas las inversiones provenientes de España y Alemania, por ejemplo. Pero sin lugar a dudas este es un punto que se debe analizar continuamente debido a que la situación de las energías renovables en esos países, no es del todo segura.
32
Otro caso que es interesante de analizar, es el de Brasil. En este país de la región, se tiene que la mayor parte de la capacidad instalada de su parque generador corresponde a centrales hidráulicas, lo cual genera que los costos del sistema y de la energía sean extremadamente bajos. Esto último dificulta la inversión en energías renovables, debido a que estas no son competitivas porque requieren precios altos de la energía para lograr compensar su alto costo de inversión, y en el caso de las centrales eólicas paliar, en cierta manera, la aleatoriedad de sus ingresos. Es por esto, que se introdujeron modificaciones que obligan a las empresas que compran energía a cumplir con una cierta cuota proveniente de energías renovables. Además, se hizo un llamado a concesión por la empresa Electrobras para abastecer, durante 20 años, para los requerimientos de energías renovables que tendría el sistema, lo cual estabilizaría los ingresos de tales fuentes, haciendo atractiva la inversión en ellas. El esquema de fomento a las energías renovables en Brasil, es muy similar al que se utiliza en nuestro país, con excepción de los contratos a tan largo plazo, es por esto que es probable que los inversionistas extranjeros, se interesen, guardando las proporciones, en cualquiera de los dos países.
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6 Conclusiones
Los medios de generación eléctrica mediante energías renovables desde el punto de vista económico, tanto en el mundo y también en Chile, no resultan mayormente interesantes para los inversionistas debido a sus altos costos y por tanto baja rentabilidad, es por esto que resulta más atractivo invertir en generación convencional. Una forma de revertir este panorama adverso para las ERNC, es a través de reformas legales que incentiven la inversión en estas tecnologías. Es por ello que se han promulgado la Ley Corta I en el año 2004 y la Ley de ERNC en el 2008 que con menor o mayor éxito han pretendido que las ERNC ocupen un papel más importante en la matriz energética chilena.
No obstante lo anterior, aún se puede avanzar más en materia de reformas legales para aumentar los incentivos a las ERNC, una forma es agilizando los procesos de evaluación ambiental de manera de reducir el tiempo en que lo proyectos se encuentran detenidos. En la actualidad, los proyectos se encuentran en estudio de evaluación de impacto ambiental entre 1 a 2 años, lo cual trae consecuencias negativas, ya que al retrasar los proyectos de ERNC cambian las necesidades energéticas del país y suma riesgo al proyecto lo que ahuyenta a los inversionistas. Además, proyectos ERNC que son postergados pueden ser reemplazados por proyectos de generación convencional, aumentando el problema.
Una forma de solucionar esto es asignando prioridad a los proyectos de ERNC, de manera que su resolución del estudio de impacto ambiental sea publicada en un tiempo menor. Esta solución además de incentivar a las ERNC tiene la ventaja de no intervenir el mercado eléctrico, lo cual da una señal de tranquilidad a los inversionistas.
En la actualidad, las tecnologías renovables existentes en el SIC son tres: eólico, mini-hidro y biomasa, que corresponden a las tecnologías de menor costo monómico dentro de las renovables, es más las tecnologías mini-hidro y biomasa tienen costos que son competitivos con centrales convencionales de generación. Como se estudió anteriormente, la tecnología de más fácil acceso entre las tres es la eólica, pero a su vez es la de mayor costo tecnológico, lo que hace encarecer la energía. Una forma de incentivar la inversión en tecnología mini-hidro y biomasa es liberar el acceso a la explotación de estos recursos de manera que no sea sólo la tecnología eólica que se desarrolle en Chile, de esta forma se logra diversificar la matriz energética, lo cual es uno de los objetivos de la Ley de Renovables.
Lo anterior hace reevaluar el real objetivo de la regulación de renovables, ya que si lo que se busca es apoyar la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero en nuestro país, la legislación va de la mano con los objetivos, pero si lo que se busca es
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diversificar la matriz energética, los incentivos no son eficientes ya que se están apoyando tecnologías que ya eran competitivas antes de la regulación.
Uno de los objetivos de este estudio era determinar oportunidades de inversión en ERNC en Chile. Realizando un catastro de los proyectos ingresados a evaluación ambiental se logró determinar un gran potencial de inversión en energía eólica, 1604,74 MW de potencia instalada, por lo que oportunidades de inversión existen, lo importante es conocer si esos proyectos son rentables en el tiempo o no. Para ello es necesario saber en detalle cada proyecto y determinar sus ventajas competitivas respecto al resto. Estas están dadas por la ubicación y cercanía con alguna línea de transmisión con capacidad suficiente para la central, por la calidad de los vientos en el sector, costo y tipo de terreno, etc.
Un efecto importante de hacer notar, es la capacidad de la multa de seleccionar proyectos rentables. Si bien la ley busca incentivar la inversión, lo ideal es que incentive proyectos que sean eficientes y de menor costo monómico. Debido a que el precio de indiferencia de centrales convencionales para comprar energía renovable es de 100,72 US$/MWh y el precio monómico de una central eólica es de 124,48 US$/MWh, no se desarrollaran proyectos eólicos ineficientes, sino que sólo se podrán realizar aquellos que posean ventajas competitivas importantes y logren disminuir sus costos por debajo del precio de indiferencia.
Otra manera de incentivar la inversión en energías renovables es desarrollando nuevos contratos, como por ejemplo el caso de las licitaciones de distribuidoras. Debido a que el mercado de contratos bilaterales de energía se encuentra saturado, existen pocas oportunidades de adjudicación de contratos para los nuevos proyectos. Poseer un contrato de energía es una ayuda importantísima para el desarrollo de nuevos proyectos ya que de esta manera es mucho más fácil conseguir financiamiento, debido a que la variabilidad de los ingresos futuros del proyecto baja considerablemente.
En función de la energía requerida para cumplir con la Ley de ERNC y los potenciales de desarrollo de renovables descritos en la sección 4.3, se calculó la capacidad instalada requerida de cada tecnología para poder cumplir con la Ley. Tomando en consideración la capacidad instalada en la actualidad y las centrales que se encuentran en construcción, los requerimientos de potencia instalada de biomasa se encuentran cubiertos hasta el año 2018, para el caso de mini-hidro los requerimientos se encuentran cubiertos hasta el año 2015. Por el contrario existe una deficiencia de energía eólica para poder cumplir con la Ley, esto sumado a la gran cantidad de proyectos en carpeta d este tipo de tecnología se concluye que existen grandes oportunidades de inversión en este sector.
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7 Referencias
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23. Larenas, Mauricio. Licitaciones de suministro de energía para clientes regulados en Chile. s.l. : Systep, 2010.
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8 Anexos
8.1 Fórmula Costo Monómico
��������ó�� =�� �����ó + ∑ (����� ��� + ��������� ���) (1 + �)"⁄$
"%&
∑ ('� ���) (1 + �)"⁄$"%&
8.2 Tablas
Tabla 11: Generación Anual Sic. Fuente: (7).
[GWh] 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Hidro Embalse 10.508 12.386 13.109 12.945 12.407 16.051 18.027 13.536 13.861 14.245
Hidro Pasada 7.601 8.261 8.947 8.459 8.091 8.962 9.589 8.286 9.230 9.726
Diesel 150 1 1 2 65 1.180 384 9.704 9.358 6.972
Gas 6.042 5.944 5.990 7.850 9.920 6.619 5.827 2.675 1.225 1.937
Carbón 4.241 3.395 3.079 3.556 4.804 4.266 5.487 6.690 6.805 7.296
Mini Hidro 342 347 401 394 325 363 382 336 411 524
Desechos Forestales 616 387 374 432 646 474 570 744 884 966
Eólica 0 0 0 0 0 0 0 3 31 71
TOTAL 29.499 30.723 31.901 33.638 36.259 37.915 40.266 41.975 41.804 41.738
ERNC [GWh año] 958 734 775 827 971 838 952 1.084 1.325 1.561
ERNC [%] 3,2% 2,4% 2,4% 2,5% 2,7% 2,2% 2,4% 2,6% 3,2% 3,7%
Tabla 12: Proyección Capacidad Instalada SIC. Fuente: (8).
2009 2010 2011 2012
Hidráulica Embalse 3.788 3.854 3.947 3.947
Hidro Pasada 1.497 1.599 1.667 1.780
Térmica 6.392 6.793 7.301 7.808
Biomasa 167 184 200 215
Mini Hidro 145 172 191 191
Eólica 81 165 182 185
Total 12.069 12.767 13.487 14.126
ERNC [MW] 393 521 572 591
ERNC [%] 3,3% 4,1% 4,2% 4,2%
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Tabla 13: Proyección Generación de ER�C SIC. Fuente: (8).
[GWh] 2009 2010 2011 2012
Biomasa 966 1.065 1.156 1.242
Mini Hidro 524 623 691 691
Eólica 71 289 318 324
Total ERNC [GWh año] 1.561 1.977 2.165 2.257
Total Anual [GWh año] 41.738 39.966 43.598 45.973
ERNC [%] 3,7% 4,9% 5,0% 4,9%
Tabla 14: Centrales en Construcción. Fuente: (8).
Mes �° Mes
Año �ombre Tecnología Capacidad
[MW] Capacidad Año de Ingreso [MW]
Enero 1 2010 Central Carbón Nueva Ventanas térmica 240 220,0
Mayo 5 2010 Central Carbón Guacolda 04 térmica 139 81,1
Abril 4 2010 CentralHidroeléctricaLicán mini 17 11,3
Abril 4 2010 CentralHidroeléctricaLaHiguera pasada 153 102,0
Abril 4 2010 CementosBioBio térmica 13,6 9,1
Abril 4 2010 Masisa biomasa 11,1 7,4
Abril 4 2010 Guayacan mini 12 8,0
Mayo 5 2010 TurbinaDieselCampanario04CA térmica 42 24,5
Mayo 5 2010 CentralDieselEMELDA térmica 72 42,0
Mayo 5 2010 NuevacapacidadPlantacogeneradoraArauco biomasa 16,6 9,7
Mayo 5 2010 CentralHidroeléctricaSanClemente mini 5,4 3,2
Mayo 5 2010 Coligues térmica 20 11,7
Mayo 5 2010 RioTrueno mini 5,8 3,4
Mayo 5 2010 Vallenar térmica 7,2 4,2
Junio 6 2010 CentralTermoeléctricaPuntaColorada01Fuel térmica 16,3 8,2
Julio 7 2010 CentralHidroeléctricaConfluencia embalse 159 66,3
Septiembre 9 2010 Mariposas mini 6 1,5
Enero 1 2011 CentralDieselCalle-Calle térmica 20 18,3
Enero 1 2011 Turbina Diesel Campanario IV CC térmica 60 55,0
Febrero 2 2011 Central Eólica Punta Colorada eólica 20 16,7
Junio 6 2011 Central Carbón Bocamina 02 térmica 342 171,0
Agosto 8 2011 Central Carbón Santa María térmica 343 114,3
Septiembre 9 2011 Biomasa Lautaro biomasa 20 5,0
Octubre 10 2011 Chacayes pasada 106 17,7
Abril 4 2012 Central Hidroeléctrica Laja I pasada 36,8 24,5
Julio 7 2012 Central Carbón Campiche(*) térmica 242 100,8
Diciembre 12 2012 Central Hidroeléctrica San Pedro embalse 144 0,0
Marzo 3 2013 Angostura embalse 316 237,0
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Tabla 15: Precios Combustibles Fósiles. Fuente: (13).
Año Diesel
[US$/Mbtu] G�L
[US$/Mbtu] Carbón
[US$/Mbtu]
1990 3,99 2,80 0,99
1991 3,37 2,70 0,97
1992 3,30 2,59 0,92
1993 2,92 2,58 0,87
1994 2,76 2,37 0,87
1995 2,97 2,39 0,92
1996 3,56 2,70 0,94
1997 3,33 2,71 0,90
1998 2,24 2,14 0,82
1999 3,13 2,39 0,74
2000 4,89 4,05 0,74
2001 4,20 3,97 0,89
2002 4,31 3,48 0,76
2003 4,97 4,68 0,83
2004 6,53 5,37 1,32
2005 9,32 7,56 1,50
2006 11,20 8,23 1,50
2007 12,38 8,53 1,57
2008 16,94 12,33 3,01
Tabla 16: Generación Renovable Anual Mundial 2007. Fuente: (11).
Tecnología Energía [GWh-año]
Mareomotriz 550
Solar Térmica 681
Solar Fotovoltaica 4104
Geotérmica 61819
Biomasa 158237
Eólico 173317
Hidro 3162165
Tabla 17: Datos Centrales Térmicas y Eólicas. Fuente: (8) (12).
Tecnología Pot. Inst. [MW] CV [US$/MW] C Inv. [US$/kW] Anualidad [US$/kW] O&M [US$/kW] F. P. Vida Útil E Anual [MWh] C Mono. [US$/MWh]
Biomasa 183,30 59,20 3849 393,60 65,89 0,90 40 1445110 117,48
Carbón 1240,87 40,82 2223 230,50 28,15 0,90 35 9783047 73,63
Eólica 182,15 7,70 2349 275,91 30,98 0,30 20 478690 124,48
GNL 2975,65 91,23 984 108,41 12,76 0,85 25 22156715 107,51
Diesel 1639,57 149,76 685 75,47 12,38 0,85 25 12208237 161,56
40
Tabla 18: Proyección Demanda SIC. Fuente: (8).
Proyección demanda SIC (GWh)
Años Libres Regulados Total
2010 16322 23644 39966
2011 18622 24976 43598
2012 19735 26238 45973
2013 21154 27624 48778
2014 22467 29086 51552
2015 23723 30584 54307
2016 24975 32158 57132
2017 26344 33780 60123
2018 27905 35448 63353
2019 29551 37199 66750
2020 31265 39035 70300
2021
74026
2022
77949
2023
82081
2024
86431
Proyección crecimiento después 2020 5,30%
Tabla 19: Porcentaje de Energía Ley ER�C. Fuente: (2).
Años Ley ER�C
2010 5%
2011 5%
2012 5%
2013 5%
2014 5%
2015 5,5%
2016 6%
2017 6,5%
2018 7%
2019 7,5%
2020 8%
2021 8,5%
2022 9%
2023 9,5%
2024 10%
41
Tabla 20: Proyección Energía Requerida ER�C. Fuente: Estimación Propia.
Energía requerida ER�C-SIC
Años Energía (GWh)
2010 1998
2011 2180
2012 2299
2013 2439
2014 2578
2015 2987
2016 3428
2017 3908
2018 4435
2019 5006
2020 5624
2021 6292
2022 7015
2023 7798
2024 8643
Tabla 21: Factores de Planta. Fuente: (21).
Factores de planta
Tipo Fp
Hidráulica 0,6
Eólica 0,3
Biomasa 0,9
Geotérmica 0,9
Nuclear 0,9
Carbón 0,9
Gas Natural 0,7
Diesel 0,9
42
Tabla 22: Capacidad Instalada Requerida. Fuente: Estimación Propia.
Capacidad instalada requerida ER�C-SIC
Años Mini-hidro (MW) Eólica (MW) Biomasa (MW)
2010 114,06 258,53 96,61
2011 124,42 282,03 105,39
2012 131,20 297,39 111,14
2013 139,21 315,54 117,92
2014 147,12 333,48 124,62
2015 170,48 386,43 144,41
2016 195,66 443,49 165,73
2017 223,06 505,60 188,94
2018 253,12 573,74 214,41
2019 285,74 647,69 242,04
2020 321,00 727,61 271,91
2021 359,14 814,06 304,22
2022 400,42 907,63 339,18
2023 445,07 1008,83 377,00
2024 493,33 1118,21 417,88
Tabla 23: Potencial Bruto ER�C al 2025. Fuente: (14).
Potenciales Brutos de ER�C al 2025
Recurso Potencial Bruto (MW)
Hidráulica 20392
Geotérmica 16000
Eólica 40000
Biomasa 13675
Solar 100000
Fotovoltaica 1000
Total 191067
43
Tabla 24: Potencial Técnico Factible. Fuente: (14).
Recurso ER�C Potencial
Técnicamente factible
Escenario Conservador
Escenario Dinámico
Escenario Dinámico-Plus
Año 2025 2025 2025 2025
Hidráulica 3003 1421 1653 1850
Geotérmica 1500 810 940 1400
Eólica 1500 330 998 1200
Biomasa 3249 461 501 903
Solar 1051 210 210 250
FV 500 100 100 150
Total 10803 3332 4402 7778
% del SIC 47,5% 14,7% 19% 25,3%
