Marco Arróspide Rivera Junio 2011 - Comisión de Energía · 2011. 8. 19. · Cochrane Norgener 560 EIA Aprobado I.E. Mejillones E‐CL 750 EIA Aprobado Kelar Newcoal Generación

Desarrollo de Centrales a Carbón en Chile

Junio 2011Marco Arróspide Rivera

Contenido

• Introducción• Situación actual de la generación a carbón en el país (SIC y SING)• Costos de operación actual de centrales a carbón. • Suministro de carbón en el mediano y largo plazo.• Proyectos de centrales a carbón para el país.• Plazos de implementación de proyectos de centrales a carbón.• Costos de inversión y operación para futuras centrales a carbón • Escenarios de desarrollo de centrales de carbón en el SIC• Conclusiones

Introducción

Introducción

Consumo de Energía Eléctrica per capita (año 2007)

17,00

13,62

11,22

9,72

8,48 8,217,57 7,19

6,34 6,30 6,14 5,725,01

3,332,75 2,66 2,35 2,20 2,15 2,03

0,98 0,54

-

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

18,00

Can

ada

Uni

ted

Sta

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Aus

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Japa

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Sw

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land

Fran

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a

Chi

na

Uru

guay

Bra

zil

Mex

ico

Per

u

Indi

a

(kW

h/ca

pita

)

Introducción

• Para lograr las metas propuestas, debemos utilizar todas las fuentes de energía disponibles, tal como lo hace el resto de países del mundo:

Introducción

Fuente: World Energy Outlook 2009, IEA

• Más de 200 GW de potencia en centrales a carbón, en construcción:

Situación actual de la generación a carbón en el país (SIC y SING)

0500

1,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Potencia Instalada SING (en MW)

Hidro Pasada

F.O. N°6+Diesel

Carbón

Gas

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Potencia instalada SIC (en MW)

Otros

Eolico

Hidro Embalse

Hidro Pasada

F.O. N°6+Diesel

Carbón

Gas


Tecnología MW % MW %Gas 2,112 47.8% 2,733 22.0%Carbón 1,909 43.2% 1,498 12.0%F.O. N°6+Diesel 387 8.7% 2,261 18.2%Hidro Pasada 13 0.3% 1,940 15.6%Hidro Embalse 0 0.0% 3,725 30.0%Eolico 0 0.0% 166 1.3%Otros 0 0.0% 107 0.9%Total 4,420 100% 12,430 100%

SING SIC

47.8%

43.2%

8.7%

0.3%

Potencia instalada SING 2011

Gas

Carbón

F.O. N°6+Diesel

Hidro Pasada

22.0%

12.0%

18.2%15.6%

30.0%

1.3% 0.9%

Potencia instalada SIC 2011

Gas

Carbón

F.O. N°6+Diesel

Hidro Pasada

Hidro Embalse

Eolico

Otros

• Al año 2011:


• Al año 2011:Tecnología MW %Gas 4,845 28.8%Carbón 3,407 20.2%F.O. N°6+Diesel 2,648 15.7%Hidro Pasada 1,953 11.6%Hidro Embalse 3,725 22.1%Eolico 166 1.0%Otros 107 0.6%Total 16,850 100%

TOTAL

28.8%

20.2%15.7%

11.6%

22.1%

1.0% 0.6%

Pot. instalada SING+SIC 2011

Gas

Carbón

F.O. N°6+Diesel

Hidro Pasada

Hidro Embalse

Eolico

Otros

Costo de operación actual de centrales a carbón

• Al año 2011: Unidad P. Carbón Cons. Espec. CVNC C. VariableUS$/t t/MWh US$/MWh US$/MWh

N . Tocopilla 2 99.9 0.397 1.63 41.28N . Tocopilla 1 99.9 0.401 1.66 41.69CT Andina 100.0 0.400 4.50 44.50Hornitos 100.0 0.400 4.50 44.50Angamos I 108.0 0.419 5.63 50.88Angamos II 108.0 0.419 5.63 50.88CTM2 126.7 0.415 2.56 55.18CTM1 126.7 0.435 2.08 57.19U15 136.2 0.434 2.00 61.13CTTAR 135.4 0.446 1.40 61.81U14 136.2 0.451 2.00 63.40U13 136.2 0.489 2.97 69.51U12 136.2 0.511 2.97 72.58

SING

Unidad P. Carbón Cons. Espec. CVNC C. VariableUS$/t t/MWh US$/MWh US$/MWh

Guacolda 3 87.6 0.350 2.10 32.74Guacolda 4 92.9 0.350 2.00 34.52Santa María 100.0 0.352 3.00 38.20Bocamina 105.3 0.380 1.00 41.02Bocamina 2 100.0 0.352 6.26 41.46Guacolda 1 113.4 0.360 1.00 41.81Guacolda 2 113.4 0.360 1.00 41.81Ventanas 2 102.6 0.397 1.38 42.09Campiche 108.0 0.375 2.50 43.00Nueva Ventanas 102.6 0.380 5.55 44.52Ventanas 1 102.6 0.415 2.18 44.74

SIC

Costo de operación actual de centrales a carbón

• Competitividad relativa:

0102030405060708090

100110120130140150160170180190200210

Precio Carbón (US$/Ton)

U12 NTO1 CTM1 CTTAR

Suministro de carbón en el mediano y largo plazo

Reserva mundial de carbón: 826 mil millones de toneladas (411 mil millones es de bituminoso y antracita y el resto de Subbit. y lignito). Al ritmo actual se estima que existen reservas probadas para 119 años


• Año 2009:

PR China, 2971

USA, 919

India, 526

Australia, 335

Indonesia, 263

South Africa, 247

Russia, 229

Kazakhstan, 96

Poland, 78 Colombia, 73

Top Coal Producers 2009 (Mt)

Australia, 259

Indonesia, 230

Russia, 116

Colombia, 69

South Africa, 67

USA, 53

Canada, 28Top Coal exporter 2009 (Mt)

Japan, 165

PR China, 137South Korea, 103

India, 67

Chinese Tapei, 60

Germany, 38 UK, 38

Top Coal importers 2009 (Mt)


CARBÓN IMPORTADO:

Colombia54%

Australia10%Canada

1%

Indonesia11%

Argentina0%

USA24%

Total Importado 2010: 6.6 millones de tm (5 bituminoso y 1.6 sub bituminoso)


CARBÓN NACIONAL:

• Carbón Pecket (carbón sub bituminoso, Minas Norte, Laguna y Loayza)- Producción de Laguna y Loaiza: 50.000 t/mes.

• Carbón Isla Riesco (carbón sub bituminoso, Mina Invierno)- Explotación a cielo abierto- Reservas superiores a 240 millones de toneladas de carbón sub bituminoso- Producción anual de 6 millones de toneladas anuales- Periodo de operación mayor a 20 años

Proyectos de centrales a carbón para el país

• Año 2011:Proyecto Empresa Potencia EstadoAngamos II Norgener 260 En ConstrucciónCochrane Norgener 560 EIA AprobadoI.E. Mejillones E‐CL 750 EIA AprobadoKelar Newcoal Generación 500 EIA AprobadoPacífico Río Seco 350 EIA AprobadoPatache Central Patache 110 EIA AprobadoTotal en construción y aprobado (no desistido) 2,530

SING

Proyecto Empresa Potencia EstadoBocamina II Endesa 370 En ConstrucciónSanta María I (ex Coronel) Colbún 350 En ConstrucciónCampiche Aes Gener 270 En ConstrucciónGuacolda 5 Guacolda 152 EIA aprobadoCentral Castilla MPX Energía de Chile 2,354 EIA aprobadoEnergía Minera Energía Minera (Codelco) 1,050 EIA aprobadoLos Robles AES Gener 750 EIA aprobadoBarrancones Central Térmica Barrancones 566 EIA aprobado, desistidoPunta Alcalde Endesa 740 EIA En calificaciónPirquenes S.W. Business 50 DIA En calificaciónRC Generación Río Corriente 700 EIA rechazadoRG Generación Río Grande 700 DesistidoCruz Grande CMP 300 DesistidoFarellones Termoeléctrica Farellones 800 DesistidoTotal en construción y aprobado (no desistido) 5,296

SIC

Plazos de implementación de proyectos de centrales a carbón

• Aprobación medioambiental- Los plazos han ido aumentando de manera considerable, más allá de los 180 días del

proceso normal (120 días+ 60 ampliables).

• Licitación y negociación del suministro de equipos, construcción, montaje y puesta en servicio:

- Depende de la estrategia a seguir: 6-8 meses.

• Consecusión de financiamiento y contratos de suministro de electricidad

• Plazo de construcción, montaje y puesta en servicio: - Depende del oferente y del tipo de proyecto: 36-48 meses

Costos de inversión y operación para futuras centrales a carbón

• Inversión:- Depende de (entre otros factores): potencia máxima, tipo de proyecto (greenfield o

ampliación), proveedor, equipamiento medio ambiental y sistema de refrigeración.- Según la CNE, el costo de inversión unitario es de 2,350 US$/kW instalados,

considerando puerto y equipos de mitigación ambiental.

Ci : Costo EPC (en millones de US$)Pi : Potencia bruta (en MW)

C1/C2 = (P1/P2)0,8


• Operación:- El principal costo de producción es la compra del carbón


• Costos variables no combustibles:- A los tradicionales costos variables no combustibles (aceites, lubricantes, agua

desmineralizada, productos químicos, depósitos de RISes, filtros, mantenimiento variable, etc.) debe agregarse nuevos costos asociados a los equipos de mitigación medio ambiental.

Norma de Emisiones para Termoeléctricas (en Contraloría)

Elemento Instalaciones existentes Instalaciones nuevas

mg/Nm3 mg/Nm3

Material Particulado (PM) 50 30

Dióxido de Azufre (SO2) 400 200

Óxidos de Nitrógeno (NOX) 500 200


- Captura de material particulado:Si debe incorporarse filtros adicionales: + consumo de electricidad, + mantenimiento, reemplazo de mangas (en el caso de filtros de manga), + residuos, etc.

- Desulfurización:Dependiendo de la tecnología a utilizar: + consumo de electricidad, + mantenimiento, + personal, reactivos (caliza, cal), + agua desmineralizada, + residuos, etc.

- Desnitrificación:Dependiendo de la tecnología a utilizar: + consumo de electricidad, + mantenimiento, catalizador (amoníaco, urea), etc.

- Ejemplos:Caliza para Wet FGD: 0.3 US$/MWhCal para Semi Dry FGD: 2.0 US$/MWhAmoníaco para SCR: 0.4 US$/MWh

Escenarios de desarrollo de centrales a carbón en el SIC

• Proyección de consumo utilizada:

Año GWh Crecimiento Año GWh Crecimiento2011 43.528 6,0% 2021 76.917 5,5%2012 46.332 6,4% 2022 81.131 5,5%2013 49.181 6,1% 2023 85.586 5,5%2014 52.110 6,0% 2024 90.293 5,5%2015 55.149 5,8% 2025 95.258 5,5%2016 58.349 5,8% 2026 100.508 5,5%2017 61.679 5,7% 2027 106.074 5,5%2018 65.168 5,7% 2028 111.858 5,5%2019 68.850 5,7% 2029 117.984 5,5%2020 72.737 5,6% 2030 124.412 5,5%


• “Parrilla” de proyectos:

Tecnología Nombre Barra Potencia (MW) Año MesEólica Eolica06 Polpaico220 50 2020 julEólica Eolica07 LosVilos220 50 2017 abrEólica Eolica08 LosVilos220 50 2017 octEólica Eolica09 LosVilos220 50 2019 eneEólica Eolica10 LosVilos220 50 2020 eneGeotermia Geoterm01 Polpaico220 40 2017 eneGeotermia Geoterm02 Polpaico220 40 2016 abrGeotermia Geoterm03 Polpaico220 40 2017 octGeotermia Geoterm04 Polpaico220 40 2019 sepGeotermia Geoterm05 Polpaico220 40 2019 sepGeotermia Geoterm06 Polpaico220 40 2016 abrGeotermia Geoterm07 Polpaico220 40 2020 julTermo GNL GNL01 Polpaico220 342 2016 eneTermo GNL GNL02 Polpaico220 342 2019 eneTermo GNL GNL03 Polpaico220 342 2022 eneTermo GNL GNL04 Polpaico220 342 2025 eneTermo GNL GNL05 Polpaico220 342 2028 eneTermo Carbón Carbon01 Maitencillo220 333 2015 eneTermo Carbón Carbon02 Maitencillo220 333 2016 eneTermo Carbón Carbon03 Maitencillo220 333 2018 eneTermo Carbón Carbon04 Maitencillo220 333 2019 eneTermo Carbón Carbon05 Polpaico220 333 2021 eneTermo Carbón Carbon06 Polpaico220 333 2023 eneTermo Carbón Carbon07 Cardones220 333 2025 eneTermo Carbón Carbon08 Cardones220 333 2026 ene

Tecnología Nombre Barra Potencia (MW) Año MesTermo Carbón Carbon09 Polpaico220 333 2028 eneTermo Carbón Carbon10 Polpaico220 333 2029 eneHidro pasada Hidro01 Polpaico220 250 2018 eneHidro pasada Hidro02 Polpaico220 250 2020 eneHidro pasada Hidro03 Polpaico220 250 2022 eneHidro pasada Hidro04 Polpaico220 250 2024 eneHidro pasada Hidro05 Polpaico220 250 2026 eneHidro pasada Hidro06 Polpaico220 250 2028 eneHidro embalse Modulo01 Polpaico220 660 2019 dicHidro embalse Modulo02 Polpaico220 500 2022 eneHidro embalse Modulo03 Polpaico220 460 2024 eneHidro embalse Modulo04 Polpaico220 770 2026 eneHidro embalse Modulo05 Polpaico220 360 2028 eneNuclear LR APR01 DiegodeAlmagro220 1045 2021 eneNuclear LR APR02 Polpaico220 1045 2025 eneNuclear LR APR03 Polpaico220 1045 2029 eneNuclear SMR MPW01 DiegodeAlmagro220 225 2020 eneNuclear SMR MPW02 DiegodeAlmagro220 225 2021 eneNuclear SMR MPW03 DiegodeAlmagro220 225 2022 eneNuclear SMR MPW04 Polpaico220 225 2023 eneNuclear SMR MPW05 Polpaico220 225 2024 eneNuclear SMR MPW06 Polpaico220 225 2025 eneNuclear SMR MPW07 Polpaico220 225 2026 eneNuclear SMR MPW08 Polpaico220 225 2027 eneNuclear SMR MPW09 Polpaico220 225 2028 ene


• Costos de inversión:

Tecnología Inversión, en US$/kW bruto

Eolica 01 a 10 (01 a 05, forzadas para cumplir Ley ERNC) 2,100

Geotermia 01 a 07 3,200

GNL 01 a 05 1,500

Carbon 01, 03, 05, 07 y 09 (primera unidades) 2,500

Carbon 02, 04, 06, 08 y 10 (segunda unidades) 2,300

Hidro 01 a 06 2,500

Hidro 07 a 10 (caso de mayor disponibilidad hidroeléctrica) 3,000

Modulo 01 a 05 2,200

APR 01 a 03 4,500

MPW 01, 04 y 07 (primeras unidades) 5,009

MPW 02, 05 y 08 (segundas unidades) 4,725

MPW 03, 06 y 09 (terceras unidades) 4,441


Generación en GWh Distribución Porcentual2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030

Eolica 960 960 1,069 1,503 1.7% 1.3% 1.1% 1.2%Hidro no ERNC 31,439 38,750 47,782 56,781 56.9% 53.1% 50.2% 45.6%Hidro ERNC 2,381 2,593 4,289 7,089 4.3% 3.6% 4.5% 5.7%Biomasa 1,709 1,927 1,927 1,927 3.1% 2.6% 2.0% 1.5%Geotermia 0 2,178 2,352 2,352 0.0% 3.0% 2.5% 1.9%Nuclear LR 0 0 0 7,674 0.0% 0.0% 0.0% 6.2%Nuclear SMR 0 0 0 0 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%GNL+GLP 1,714 2,704 4,845 6,239 3.1% 3.7% 5.1% 5.0%F.O.+Diesel 202 1,246 1,946 3,270 0.4% 1.7% 2.0% 2.6%

Carbón 16,834 22,563 31,049 37,575 30.5% 30.9% 32.6% 30.2%Total 55,239 72,923 95,258 124,412 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%


• Año 2030:- Alza de precios de combustibles

• Año 2030:- Impuestos a emisión CO2


• Año 2030:- Disminución inversión centrales nucleares

• Año 2030:- Aumento inversión centrales nucleares


• Año 2030:- Disminución crecimiento de demanda

• Año 2030:- Aumento crecimiento de demanda


• Año 2030:- Mayor disponibilidad hidroeléctrica

• Año 2030:- Mayor disponibilidad hidroeléctrica y sin

opción nuclear

Conclusiones

• Si como país nos hemos puesto la meta de alcanzar el nivel de una nación desarrollada, durante la presente década, debemos aumentar la tasa de nuestro crecimiento económico.

• Para lograr este objetivo, debemos aumentar la capacidad instalada de generación de electricidad, considerando todas las fuentes de energía disponibles.

• En particular, debemos considerar y utilizar el carbón por tratarse de uno de los combustibles más abundantes y competitivos del planeta.

• En efecto, las reservas probadas de carbón a nivel mundial alcanzarían para 119 años. La reservas probables, para más de 200 años.

• Existen mercados maduros y en desarrollo de suministro de carbón, a nivel internacional y nacional, que crean un marco adecuado de competitividad para la generación de electricidad.

• En la totalidad de los escenarios analizados la generación en base a carbón tiene un rol importante en la matriz energética.

• No obstante lo anterior, a partir de las simulaciones presentadas, se evidencia que hay espacio para todas las tecnologías de producción de electricidad.

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