Estado Actual y Perspectivas de la Energía Eólica en Chile Rodrigo García Pizarro Ingeniero Civil, Universidad de Chile Director de ACERA (Asociación Chilena de Energías Renovables Alternativas)
Gerente Genaral
MEGAWIND S.A.
[email protected]
Temario: 1. Pers Perspe pect ctiv ivas as de la En Ener ergí gía a Eól Eólic ica a en en el el Mun Mundo do 2. Te Tecn cnol olog ogía íass de Ae Aero roge gene nera rado dore res: s: a. Con Concep ceptos tos Bás Básico icoss y Ava Avance nce Tec Tecnol nológi ógico co b. Est Estima imació ción n de la ener energía gía a genera generarr y Fact Factore oress de Planta 3. Parques Eólicos: a. Re Requ quer erim imie ient ntos os de sit sitio ioss adecu adecuad ados os b. Im Impe pera ratitivo voss de un un proy proyec ecto to c. Tó Tópi pico coss de Im Impa pact cto o Am Ambi bien enta tall 4. Va Vari riab abililid idad ad del del vie vient nto o e inte integr grac ació ión n de la la Ener Energí gía a
5.
6. 7.
Identificación de Barreras: a. Desarrollo Sustentable y Costos Externos b. Barreras Técnicas, Económicas, Legales y Administrativas c. Costo de de ge generación y comparación co con otras fuentes de energía convencionales Análisis de la legislación de ERNC en Chile Potencial fa factible de de ca capacidad de de en energía eólica a desarrollar en Chile en los próximos años.
La Energía Eólica ha crecido a tasas superiores al 25% anual durante los últimos 10 años
La Energía Eólica ha crecido a tasas superiores al 25% anual durante los últimos 10 años
Conceptos Básicos de Aerogeneradores r
Viento
Sustentación
Capa Laminar en Sección de Pala Bernoulli: ½ ρ U² + P + ρ g h = constante Círculo de barrido del rotor Nomenclatura ρ : densidad del aire; u : velocidad del viento; A : área del círculo de barrido del rotor, A = π r ² r : largo de la pala, pala, radio del círculo de barrido barrido del rotor; rotor; m : masa de un disco de aire de espesor unitario; Cp: coeficiente de potencia que representa el rendimiento aerodinámico del rotor eólico
Es fácil demostrar que la potencia a extraer es: P = ½ ρ Cp A u ³
P =
1 2
C p
ρ A U
3
Esta expresión explica totalmente la orientación que ha seguido el desarrollo de la energía eólica:
El factor más más influyente influyente es que la potencia potencia depende depende del cubo de la velocidad velocidad del viento, lo que ha obligado a perfeccionar los métodos de monitoreo y predicción certera de la velocidad del viento y su variación.
El segundo factor es el área de barrido del rotor que depende del cuadrado de su diámetro, lo que ha conducido la investigación estructural para hacer posible la fabricación de palas cada vez más largas y resistentes.
El tercer factor factor es el rendimiento rendimiento del rotor rotor eólico Cp, que es lineal lineal y que ha guiado hacia continuas mejoras en el diseño de palas posibilitando:
generación eléctrica a velocidad variable
mejoras en la captura de energía (del orden de 6% en promedio).
Desafíos planteados por las Turbinas Eólicas 1.
2.
Conectar la baja velocidad del rotor eólico con la alta velocidad del generador:
La velocidad de un generador eléctrico es 1000 a 1500 [rpm].
La velocidad de un rotor eólico es 10 a 20 [rpm].
Si el rotor eólico girara a 1.500 [rpm] y las palas fuesen de 40 [m] de largo, la velocidad de punta de pala sería 6.280 [m/s] = 22.608 [Km/h] = Mach 18 !!!!!
Si el generador eléctrico girara a 20 [rpm] requeriría 300 polos para entrar a la red de 50[Hz], lo que significa un gran diámetro y peso del generador.
Por lo anterior, en general se usa multiplicar la velocidad del rotor eólico por un factor del orden de 100, lo que obliga por razones mecánicas a una caja multiplicadora de tres etapas. Sin embargo, han aparecido con éxito turbinas eólicas sin multiplicadora y con generador de gran diámetro.
Como la velocidad del viento es variable y puede alcanzar valores muy altos, la potencia eólica de entrada debe ser controlada, pues puede tomar valores inadmisibles para el generador eléctrico.
De: P = ½ ρ Cp A u ³ se aprecia que, tanto la velocidad del viento como la densidad del aire no pueden ser controladas, y como el área del rotor es fija, C p es el único medio para controlar el torque del rotor y por lo tanto la potencia de entrada al generador eléctrico.
Control de Potencia
Regulación por pérdida de sustentación (stall controlled): Consiste en que a medida que aumenta la velocidad del viento, puesto que la red mantiene constante la velocidad del rotor, los ángulos de flujo sobre la pala se agudizan. Las palas van perdiendo sustentación limitando la potencia sin necesidad de ningún control adicional: Regulación por pérdida de sustentación pasiva: las palas se diseñan y se instalan en un ángulo de ataque tal, que se pierde la sustentación cuando el viento alcanza la velocidad que genera la potencia nominal. Regulación por pérdida de sustentación activa: cuando se alcanza la potencia nominal, las palas giran para perder sustentación.
Regulación de Ángulo de Paso (pitch controlled):
Cuando el controlador electrónico detecta la potencia nominal envía una señal a un mecanismo de cambio de ángulo de las palas
Turbinas de eje horizontal Antena Veleta y Anemómetro
Freno de Disco de Entrada Aire Seguridad Grúa Servicio
Cubierta Góndola
Ángulo Aprox. 5º
Eje principal Baja velocidad
Soporte principal
Sistema Enfriamiento
Buje rotacional
Generador Intercambiador de Calor Enfriamiento Aceite Multiplicadora Soporte Eje acoplamiento tren motriz Alta velocidad
Deformación Pala Motor orientación
Generador Directo al Buje
Elimina la caja multiplicadora como costo de inversión, como ítem de pérdidas de energía y como tiempo y costo de mantención; pero el generador es de un gran número de polos y por lo tanto de gran diámetro.
Hasta la fecha estas turbinas son generalmente más pesadas que las convencionales y la comparación de costos no es clara.
La masa y el tamaño de los generadores directos son intrínsecamente grandes. En especial el gran diámetro del generador tiene implicancias en el layout de la góndola y en el transporte.
Comparación de tamaño de góndolas
Con caja multiplicadora
Sin caja multiplicadora
Tecnología Híbrida
Turbina de 3 MW
Para evitar el gran diámetro del generador directo y una caja multiplicadora de tres etapas, se desarrolló una solución híbrida: Caja multiplicadora de una sola etapa de engranaje planetario (1:5,71) conectada directamente al rotor y un generador integrado de 146 [r.p.m.] nominales, con un número de polos adecuado a un diámetro razonable. La primera turbina de 1 MW comenzó a funcionar en 2001; y a la fecha hay varias de estas máquinas funcionando en modelos comerciales de 1 y 3 MW.
Dimensiones turbina de 1 MW
Curvas de Potencia de Aerogeneradores
Curva de Potencia Turbina 2750 kW 3.000 2.500
] 2.000 W k [ a1.500 i c n e t o P1.000 500 0
Histograma de Distribución de Velocidad del Viento
M EGA EGA
(Horas de viento en un año para cada rango de velocidad)
1.000 900
W IND IND
800 700
o ñ a 600 / 500 s a r o 400 H
ENERGÍA A GENERAR
300 200 100 0 1
3
5
7
9 11 13 15 17 Velocidad Viento [m/s]
19
21
23
25
Curva de Potencia Turbina 600 kW 700 600
] W k [ 500 a n i 400 b r u T a 300 i c n e 200 t o P
Disponiendo de la distribución de velocidad del viento en el sitio y de la curva de potencia de la turbina a utilizar, se puede estimar la energía a generar anualmente.
100 0 1
3
5
7
9 11 13 15 17 Velocidad Viento [m/s]
EnergíaTotal Anual 250.000
] o ñ a 200.000 / h W k [ 150.000 l a u n A n 100.000 ó i c a r e 50.000 n e G 0
19
21
23
25
= ∑H(v) P(v) = 1.645.930 [kWh/año]
Multiplicando para cada intervalo de velocidad, la cantidad de horas que el viento sopla a una velocidad comprendida en el intervalo, por la potencia que la turbina entrega para la velocidad de ese intervalo. Luego se suman los todos productos obtenidos para cada uno de los intervalos obteniendo la generación anual de energía: E = ∑H(ui) P(ui)
M EGA EGA
Potencia, Energía y Factor de Planta P d
1 =
2
ρ × A × u
3
W IND IND
la potencia disponible en el viento depende de ρū³
En que: A: área de barrido del rotor; Pd : potencia disponible; ρ: densidad del aire; ū: velocidad del viento promedio anual Curva de Potencia Turbina 2750 kW 3.000 2.500
] 2.000 W k [ a1.500 i c n e t o P1.000 500 0 0
5
10 15 Velocidad del Viento [m/s]
20
25
Pero las curvas de potencia tienen una buena parte lineal o de exponente < 1. Por esa razón la energía generada no depende de ρū³, sino de ρūn, donde n depende de la curva de potencia de la turbina y de la distribución de velocidades del viento; en la mayoría de los casos se concluye que n ≈ 2; y el factor de planta depende casi en forma lineal de ρū.
Factor de Planta •
W IND IND
Se define como la relación entre la energía producida (E) por el aerogenerador durante un año y la que hubiera producido si durante todo el año hubiese generado en forma continua a potencia nominal (P n ). Es decir, FP =
•
M EGA EGA
E [ MWh ] P n [ MW ] × 8760[h ]
El factor de planta depende fundamentalmente de la velocidad media anual del viento (ū) y de la distribución de velocidades en el sitio. Se puede estimar el factor de planta a partir de la siguiente fórmula aproximada, ( ū) en [m/s] y sitios a no más de 1.000 [m.s.n.m.] : FP = u − 1 15
FP > 0,5 0,4 a 0,5 0,3 a 0,4 0,25 a 0,30 0,20 a 0,25 < 0,2
ū
[m/s]
> 10,0 8,5 a 10,0 7,2 a 8,5 6,5 a 7,2 5,7 a 6,5
6
CALIFICACIÓN DEL SITIO Extraordinario Excelente Bueno a Muy bueno Aceptable a Bueno Dudoso Insuficiente
PARQUES EÓLICOS 1. 2. 3. 4. 5.
Aerogeneradores Caminos interiores de acceso a aerogeneradores Líneas de transmisió transmisión interior subterr ánea (MT: 13 – 13 – 23 kV) Subestación del parque (MT/AT) y transmisión aérea a la red Casa de control del parque (opcional)
Requerimientos de Acceso a un Parque Eólico
Requerimientos de Acceso a un Parque Eólico
Diez Imperativos de un Proyecto Eólico 1.
Determinar con Precisión el Recurso Eólico: El factor más importante y sensible en la rentabilidad es la velocidad media anual del viento.
2. 3. 4. 5. 6. 7.
Determinar Distancia a Línea de Transmisión Existente: La inversión en líneas
de transmisión eléctrica es de un alto costo por kilómetro.
Asegurar Acceso Físico y Legal al Sitio: Determinar obras civiles y firmar contrato con el
propietario para prospección y posible uso futuro del sitio.
Asegurar Acceso al Capital: Los proyectos eólicos son intensivos en capital, la inversión
promedio en la actualidad es de 2,3 millones de dólares por megawatt [MW].
Asegurar un Mercado Comprador de Energía: Antes de invertir deben efectuarse
contratos de suministro y verificar el acceso a las redes.
Asegurar la Factibilidad del Emplazamiento: La factibilidad, además de económica
debe ser: ambiental, geográfica, topográfica, social y política.
Entender la Economía de la Energía Eólica: Entender la economía significa entender
la física y la tecnología que hay al interior de las turbinas.
8.
Obtener Consultoría de Impacto Ambiental Experimentada: Los proyectos de energía requieren muchos permisos y aprobaciones por parte de organismos reguladores.
9.
Establecer Diálogo con Fabricantes: Cada tipo de turbina se comporta distinto
dependiendo de las características de cada sitio.
10. Asegurar Contratos de Operación y Mantenimiento: Las turbinas modernas son
Vida útil de un parque eólico
M EGA EGA
W IND IND
•
La vida útil mínima de la mayoría de las turbinas que se fabrican actualmente es a lo menos de 20 años.
•
Además de la calidad de la turbina, influyen en su vida útil las solicitaciones de fatiga provocadas por las condiciones de turbulencia aerodinámica del emplazamiento.
•
Por lo anterior, se estima que las turbinas marinas tienen una vida útil de 25 a 30 años, debido a la menor turbulencia en la superficie lisa del agua.
•
Por otra parte, las obras civiles tienen una vida útil no menor a 50 años; y al cabo de 20 o 25 años con una inversión menor (cambio de palas y otros elementos), la turbina puede durar otros 25 años.
•
Por esa razón los estudios de costo de generación se efectúan para un período de 50 años de acuerdo al siguiente procedimiento: 1. Se calcula (Σegresos) = suma de la inversión inicial más todos los costos de operación y mantención del período de 50 años actualizados a la tasa de interés real . 2. Se calcula (ΣkWh) = el total de los kWh generados en el período de 50 años actualizados a la misma tasa de interés real. 3. El costo por kWh es: (Σegresos) / (ΣkWh)
Tópicos del Estudio de Impacto Ambiental 1.
Evaluación Visual y del Paisaje a) b)
2.
Evaluación del Ruido a) b)
3.
Predicciones sobre viviendas cercanas Establecer un ruido de fondo para evaluar el efecto del parque een operació operación
Interferencia en los Sistemas de Telecomunicaciones a) b)
4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11.
Zonas de influencia visual Fotomontaje sobre fotograf ías del sitio
Radio y Televisión Microondas punto a punto
Evaluación del Impacto Aviar Evaluación Ecológica (Impacto estacional en la flora y fauna local) Evaluación Arqueológica e Histórica Seguridad de Aviación Impacto en Tr áfico durante la Construcción y la Operación del Parque Beneficios Económicos Locales y Medioambientales Globales Planes de desmantelamiento una vez completada la vida útil del proyecto Medidas de mitigación de los efectos adversos del proyecto
Variabilidad del viento e integración a las redes eléctricas
Generación con velocidad variable del rotor
La energía del viento es fluctuante. Así, el voltage y la potencia de las turbinas tradicionales también fluctúa. Las turbinas de velocidad variable presentan poca fluctuación.
La velocidad óptima de rotación difiere de la que impone la velocidad del viento. Las turbinas de velocidad variable pueden mantener la velocidad óptima de rotación mejorando la eficiencia.
Generación a Escala Anual
Este gráfico de Dinamarca muestra para un período de 20 años una desviación estándar entre 9% y 10% de la energía del viento, lo que resulta bastante más estable que la energía hidráulica.
Predicción de Generación a Corto Plazo
El presidente de Red Eléctrica de España, Luis Atienza, explica cómo funciona el Centro de Control del Régimen Especial (CECRE), auténtico cerebro que permite en cada momento la máxima penetración de renovables, singularmente eólica, en el sistema eléctrico. El objetivo fundamental del CECRE, en palabras del propio Atienza, “es maximizar la capacidad de integración de las renovables con la estabilidad y la seguridad del sistema eléctrico. Somos el primer país del mundo que tiene interconectados todos los parques eólicos en tiempo real con este centro, y tendrá integradas el resto de las renovables a medida que vayan creciendo”.
Barreras a la Energía Eólica en Chile 1.
2.
3.
4. 5. 6.
7.
El sistema económico vigente hace caso omiso del Desarrollo Sustentable y de los Costos Externos que imponen a la sociedad y al medioambiente las tecologías convencionales, por lo que resulta muy desventajosa la comparación de costos de generación, incluyendo solamente los costos directos de cada tecnología. La generación eólica es intensiva en capital, y requiere de ingresos estables, que den rentabilidad razonable y segura a las inversiones. Por esta razón, en los países donde más se ha desarrollado la energía eólica existen sistemas de tarifa mínima garantizada (feed-in tariff) por un largo plazo para la electricidad generada. El viento, al igual que el agua, es un recurso del país y no de los propietarios de la tierra. Se requiere acceso legal a los sitios promisorios para explorar y explotar el recurso, con independencia de la voluntad del propietario del terreno. La hidráulica y la geotérmica cuentan con ese acceso. Hace un par de años se presentó en el Senado una moción “Proyecto de Ley sobre Derechos de Energía Eólica”, que duerme en algún archivo de la burocracia. La energía eólica, por razones obvias aporta potencia variable a los sistemas (CDECs), que están estructurados sólo para recibir potencia regulable o constante. No existe acceso expedito e imparcial a las redes de transmisión eléctrica existentes. El recurso eólico, en buena parte, se encuentra alejado de los centros de consumo, por lo que se requiren nuevos caminos y/o líneas de transmisión. (Nota al margen: Históricamente el Estado siempre construyó caminos para extraer la produción desde lugares aislados). No se ha publicado un mapa eólico de todo Chile de resolución adecuada para identificar sitios promisorios para prospectar en terreno.
Desarrollo Sustentable es: Satisfacer las necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las futuras generaciones de satisfacer las suyas.
Las Energías Renovables y el Desarrollo Sustentable • •
•
•
•
Sustentable, quiere decir en el tiempo, es sinónimo de inagotable. Si se está pensando en basar el desarrollo en un recurso que se agotará en 100 o 200 años, no se está pensando en un Desarrollo Sustentable. Tenemos la obligación moral de no agotar los recursos finitos que deberá utilizar la secuencia interminable de generaciones futuras que nos sucederán. Es imprescindible abandonar a la brevedad el estilo de desarrollo depredador de recursos agotables. El verdadero Desarrollo Sustentable sólo se logrará cuando los requerimientos de energía de la sociedad dependan exclusivamente del flujo de energía y no del stock, que por definición, es agotable. Así, las Energías Renovables, que son finalmente un flujo proveniente del sol, del calor interno de la tierra o de la gravitación, constituyen el único recurso a utilizar y promocionar para alcanzar un verdadero Desarrollo Sustentable.
Así ven en Europa un real Desarrollo Sustentable
Los costos externos y la comparación de la Energía Eólica con las energías convencionales
Un costo externo, aparece cuando las actividades económicas de un grupo de personas (grupo emisor) tiene un impacto sobre otro (grupo receptor), y ese impacto no es compensado por parte del grupo emisor. Por ejemplo, una planta generadora termo-eléctrica que produce emisiones de CO2, SO2 y otros contaminantes, causando daño a la agricultura, a los materiales de construcción, a la salud humana y al medioambiente, impone a la sociedad un costo externo. En este ejemplo, los costos medioambientales son "externos" porque, aunque son costos reales desembolsados por los miembros de la sociedad, los propietarios de la generadora, no se hacen cargo de los costos del daño causado. La externalidad de los costos externos no deriva de los fundamentos de la economía o de los negocios. Deriva del sistema legal. Si la ley exige que los costos originados por la operación de una compañía reviertan sobre dicha compañía, el costo será interno. Si la ley establece que dicho costo sea satisfecho por terceros, el costo será externo. Por principios de equidad social, el sistema económico-legal debe asegurar que los precios reflejen los costos totales de una actividad, incorporando el costo de los daños causados aplicando impuestos, subsidios, u otros instrumentos. El problema entonces reside en estimar y valorizar los costos externos con el objeto de incluir esos valores en el diseño de políticas para corregir el desequilibrio socioeconómico causado por los daños. La Unión Europea desde 1991 viene estudiando estos costos en el proyecto ExternE (Costos Externos de la Energía) de la European Research Network (ERN), que ha involucrado más de 50 equipos de investigación en más de 20 países. Esta investigación ha jugado un rol decisivo en el suministro de respaldo científico a la toma de decisiones políticas.
El mito de que la Energía Eólica es más cara
Como resultado de ExternE en Europa se evalúan los costos externos de generación, sin considerar el costo del calentamiento global y el cambio climático, con las siguientes cifras resumen: Viento 2,6 €/MWh; carbón 20 a 150 €/MWh. Esto significa que si se tomara en cuenta el costo externo en forma de daños al medioambiente y a la salud, el costo de generación de electricidad mediante carbón se duplicaría y mediante gas natural sería un 30% más caro. Más aún, se estima que estos costos significan entre 1-2% del PGB de la UE o €85.000 millones a €170.000 millones, sin considerar el costo del cambio climático y del calentamiento global. Este es el monto del subsidio oculto que reciben las energías contaminantes cuando no se internaliza el costo social y medioambiental. Aquello de que -“el que contamina paga”- en Chile al menos, no se cumple. Si bajo el pretexto de no distorsionar el mercado, ya distorsionado con subsidios ocultos, se sigue comparando sólo costos internos en decisiones de política, sin incluir la componente social y medioambiental, además de la enorme inequidad social perpetrada, es de temer que el Desarrollo Sustentable sea muy dificil de alcanzar y que las exportaciones chilenas y el ingreso de Chile a la OECD encuentren obstáculos no previstos.
M EGA EGA
Comparación Costos de Electricidad Costo Instalación Eólica = US$1700/kW
W IND IND
Costo Instalación Eólica= US$2300/kW
180
Carbón CIS+CEE+CCC
170 160 150 140
h 130 W120 M110 / $ 100 S U 90
Carbón CIS+CEE Gas CIS+CEE+CCC Gas CIS+CEE
80
Gas CIS
70
Carbón CIS
60 50 40 6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
Velocidad Media Anual del Viento [m/s]
9,0
9,5
CIS: Costo Interno Solo (Ignora Costo Emisiones) CEE: Costo Externo (ExternE) CCC: Costo Cambio Climático (Informe Stern)
Costos Externos en la Generación de Electricidad Mediante Energía Nuclear Aunque en este caso no hay emisiones de gases a la atmósfera, existen costos adicionales que terminan siendo asumidos, como costos externos, por la población del país que cobija esas instalaciones. Estos costos externos son: El de crear un fondo para financiar el caro desmantelamiento y clausura de una planta nuclear, una vez terminada su vida útil.
El de crear y mantener toda una institucionalidad para la planificación, ejecución y control de la disposición de los residuos radiactivos, especialmente el Combustible Nuclear Gastado y Residuos de Alta Actividad (CNG/RAA).
El de afiliación del país a organismos internacionales de investigación y desarrollo y de seguridad nuclear.
El de contratación de seguros que cubran daños a terceros, incluyendo mortalidad y morbilidad asociada a la exposición humana a la radiación debida a accidentes nucleares o derrames de (CNG/RAA) en el manejo de los residuos radiactivos. Si la probabilidad de accidentes de la tecnología moderna es tan baja como se dice, las compañías de seguros deberían estar dispuestas a asegurar esos riesgos. Cabe destacar en este punto, que en Japón un sismo de apenas grado 6 dejó fuera de operación una planta nuclear, que por razones de seguridad, ya enteró casi dos años en reparaciones, y nadie asegura que podrá volver a entrar en operación. Si todos los costos mencionados los asumen las empresas generadoras y no el Estado y la población, se podría efectuar una comparación equilibrada entre la energía nuclear y las tecnologías que no requieren de instituciones especiales
Instrumentos de Incentivo
Objetivos Generales de los Instrumentos de Incentivo Compensar
los costos sociales y medioambientales que infligen las energías convencionales, incentivando a la eólica y otras ERNC para que la competencia económica se desarrolle en igualdad de condiciones, y se promueva un estilo de desarrollo más sustentable.
Diversificar Disminuir
las fuentes de la matriz energética.
la dependencia de importaciones de energía.
Obtener
estabilidad en el precio de la electricidad independizándolo de la volatilidad de los combustibles.
Otros
objetivos políticos y económicos a definir:
Tipos de Instrumentos de Incentivo 1. Fomento directo de la inversión inicial. 2. Tarifa mínima garantizada (TMG): establece un cronograma de TMG por un plazo largo (15 a 20 años). 3. Sistema de cuotas: establece cuotas de electricidad a generar mediante energía eólica. Existen dos variantes: a. Competencia en licitaciones separadas para cubrir las cuotas de generación eólica establecidas. b. Cuotas de generación a precios de mercado más la colocación de certificados verdes en un mercado especial.
4. Compensación Tributaria
Comparación de Instrumentos de Incentivo: Tarifa Mínima Garantizada: el más eficiente
Comparación de instrumentos de Incentivo: Tarifa Mínima Garantizada: el mejor precio
Comparación de instrumentos de Incentivo: Tarifa Mínima Garantizada: mayor tasa de crecimiento
Crítica a la nueva ley ERNC ( № 20.257)
No distingue entre las distintas tecnologías. Cada tecnología tiene requerimientos diferentes para impulsar su desarrollo. Con esta ley, dados los costos de inversión y los factores de planta de las diferentes tecnologías, se favorecería prioritariamente a la mini-hidráulica. Esto es contrario al objetivo de diversificación. Es mezquina en el monto de las cuotas que establece. En efecto, 5% creciendo hasta 10% para el 2024, es mucho menor que lo estimado como factible económicamente en el peor escenario del estudio “Aporte potencial de Energías Renovables No Convencionales y Eficiencia Energética a la Matriz Eléctrica, 2008-2025”,
presentado recientemente y elaborado por la UTFSM y la Universidad de Chile. Este estudio, que ha sido considerado conservador, estima que la generación para el año 2025, económicamente factible mediante ERNC, para tres escenarios corresponde a un 16,8%, a un 20,8% y a un 28,1% de la demanda esperada de 105.560 GWh. Le entrega el control de la generación con renovables a las generadoras convencionales (caso único en el mundo). Son ellas las que deciden si generan con ERNC, si compran energía ERNC, o si pagan la multa. La certificación de generación con ERNC se entrega a los CDEC, que en Chile, no son organismos independientes, si no controlados por las mismas empresas generadoras convencionales. Esta ley, a más de un año de su promulgación, no ha significado ningún aporte para incentivar los proyectos de generación ERNC. Como era de esperar, quienes han intentado algún acercamiento con las generadoras convencionales para ofrecerles energía ERNC a partir de 2010 y cumplir con la ley, han recibido como respuesta que esa generación será propia o se pagara la multa (que obviamente pagarán los consumidores vía precios de licitaciones). Los proyectos ERNC que hoy están avanzando no son consecuencia de la ley, son consecuencia de proyecciones de altos precios de la electricidad a futuro de otros
¿Por qué habrá salido así la ley? Una conjetura:
La legislación eléctrica establece que las generadoras deben ser despachadas por el CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga) dando prioridad a las plantas de menor costo marginal (costo de operación). Así, las generadoras de mayor costo marginal solamente son despachadas cuando la demanda instantánea de energía supera la suma de la oferta instantánea de las plantas de menor costo. Y el precio instantáneo de la energía queda fijado por el costo de la planta más cara que fue despachada. Las generadoras ERNC son las de menor costo marginal (el combustible es gratis) por lo que tienen prioridad para ser despachadas; es decir, tienen la certeza que toda la electricidad que produzcan será vendida. Las plantas térmicas, de mayor costo marginal porque operan con combustibles fósiles (que son cada vez más caros) tienen la certeza que venderán su electricidad solamente cuando la oferta de la suma de las generadoras de menor costo marginal en operación es incapaz de abastecer la demanda instantánea. De lo anterior se deduce claramente que la aparición de generadoras ERNC en el sistema reducirá, tanto la venta anual de las plantas de generación térmica, como la cantidad de horas anuales en que las plantas hidráulicas pueden vender su producción al precio alto de las plantas térmicas presentes en el despacho. Así, es evidente que en Chile, a las grandes empresas propietarias de plantas generadoras hidráulicas y térmicas, no les hace ninguna gracia la aparición de plantas generadoras ERNC, que les provocarían el doble perjuicio económico mencionado en el párrafo anterior. En el ámbito de la generación eléctrica en Chile no existe un mercado real. En efecto, una sola generadora representa el 50% de la potencia instalada; las dos mayores representan el 75%; y las tres mayores representan más del 90%. Esto significa un poder desmesurado para influir en la toma de decisiones de política energética nacional. Los organismos del Estado CNE y SEC no tienen la capacidad requerida para planificar una estrategia enenergética e imponer políticas de interés nacional que puedan afectar los intereses del mercado concentrado.
Hechos que respaldan la conjetura 1.
La campaña efectuada por los medios en contra de la energía eólica, esgrimiendo argumentos que confunden a la opinión pública, comparando por ejemplo, la superficie inundada e inutilizada por centrales hidráulicas de embalse, con superficie compartida con otras actividades productivas y naturales por las plantas eólicas.
Los Parques Eólicos consumen menos de 2% de la superficie donde se despliegan, dejando el 98% disponible para los usos habituales.
Hechos que respaldan la conjetura 2.
Difusión amplia de la idea que las generadoras eólicas u otras ERNC sólo pueden ser un pequeño aporte a la matriz energética de Chile. Idea que además de refutada por el estudio de la UTFSM y la Universidad de Chile, desconoce la realidad internacional que muestra numerosos ejemplos de grandes parques eólicos, como se puede ver en Texas: Wind Farm
Installed capacity (MW)
County
Horse Hollow Wind Energy Center
735
Taylor/ Nolan
Sweetwater Wind Farm
585
Nolan
Lone Star Wind Farm
400
Buffalo Gap Wind Farm
353
Taylor/ Nolan
Elbow Creek Wind Project
122
Howard
King Mountain Wind Farm
278
Upton
Roscoe Wind Farm
209
Nolan
Desert Sky Wind Farm
160
Pecos
Wildorado Wind Ranch
161
Oldham/ Potter/ Randall
Woodward Mountain Wind Ranch
159
Upton/ Pecos
Trent Wind Farm
150
Taylor
Champion Wind Farm
126
Nolan
Forest Creek Wind Farm
124
Glasscock/ Stirling
Sand Bluff Wind Farm
90
Howard
Indian Mesa Wind Farm
82
Upton
Brazos Wind Ranch (Green Mt. Energy Wind Farm)
160
Scurry/ Borden
Callahan Divide Wind Energy Center
114
Taylor
Red Canyon Wind Farm
84
Borden/ Garza/ Scurry
Hechos que respaldan la conjetura 3.
Difusión amplia de la idea que las generadoras eólicas, debido a la variabilidad del viento, resultan muy caras porque requieren plantas generadoras de respaldo. La respuesta a ese planteamiento es obvia: a. El SIC tiene 4.458 MW de potencia térmica instalada y 3.393 MW de potencia de embalse, lo que da un total de 7.851 MW de potencia de respaldo, sin considerar las generadoras a carbón actualmente en construcción. Esto da para respaldar unos 50.000 MW de potencia eólica e hidráulica de pasada. b. El SING tiene 3.589 MW de potencia térmica instalada, sin considerar las generadoras a carbón actualmente en construcción. Esto da para respaldar unos 20.000 MW de potencia eólica. Es claro que a los propietarios de la potencia térmica instalada e instalándose no les conviene transformarse en potencia de respaldo porque perderían presencia en el despacho y por lo tanto disminuiría la energía vendida. Sin embargo la ley eléctrica es clara: Tienen prioridad en el despacho las generadoras de menor costo marginal.
La energía eólica en Chile Sistema
Térmica
Eólica
Total
%
13
3.589
0
3.602
27,4%
4.910
4.458
18
9.386
71,4%
21
28
2
51
0,4%
0
99
0
99
0,8%
Total
4.944
8.174
20
13.138
%
37,6%
62,2%
0,2%
SIC Aysén Magallanes
Nombre Parque
Parques eólicos en operación a Diciembre de 2008
Región
Potencia [MW]
Inicio Operación
Alto Baguales
XI
2
Nov.2001
Canela I
IV
18
Nov.2007
Potencia Eólica Instalada
Nombre Parque
Parques eólicos en construcción en 2009
W IND IND
Hidráulica
SING
Capacidad Instalada en MW a Diciembre de 2008
M EGA EGA
20
Región
Potencia [MW]
Inicio Operación
Canela II
IV
60
Oct.2009
Totoral
IV
46
Nov.2009
Monte Redondo
IV
38
Nov.2009
Punta Colorada*
IV
20* (36)
Oct.2009
Potencia Eólica en Construcción
164** (180)
Notas: * 20 MW en construcción con un total aprobado de 36 MW.
M EGA EGA
W IND IND
Potencial técnica y económicamente factible de energía eólica a desarrollar en Chile en los próximos años •
•
Si se levantan las barreras de acceso legal a los sitios promisorios, se agregan y/o se amplían las líneas de transmisión requeridas y se establece un sistema de tarifa mínima garantizada que reste incertidumbre a las inversiones, el potential de energía eólica en Chile es del orden de: 10.000 MW (T.M.G. = 150 US$/MWh. Sitios con factor de planta ≥ 0,26). 5.000 MW (T.M.G. = 125 US$/MWh. Sitios con factor de planta ≥ 0,30). 2.000 MW (T.M.G. = 100 US$/MWh. Sitios con factor de planta ≥ 0,38). Si no se levantan las barreras mencionadas, y si el precio proyectable se mantiene sobre 100 US$/MWh, el potencial económicamente explotable podría agregar unos 500 MW de capacidad eólica hacia fines de 2014.
