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
tes
Aus
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Japa
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Sw
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land
Fran
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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
Situación actual de la generación a carbón en el país (SIC y SING)
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:
Situación actual de la generación a carbón en el país (SIC y SING)
• 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
Suministro de carbón en el mediano y largo plazo
• 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)
Suministro de carbón en el mediano y largo plazo
CARBÓN IMPORTADO:
Colombia54%
Australia10%Canada
1%
Indonesia11%
Argentina0%
USA24%
Total Importado 2010: 6.6 millones de tm (5 bituminoso y 1.6 sub bituminoso)
Suministro de carbón en el mediano y largo plazo
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$)Pi : Potencia bruta (en MW)
C1/C2 = (P1/P2)0,8
Costos de inversión y operación para futuras centrales a carbón
• Operación:- El principal costo de producción es la compra del carbón
Costos de inversión y operación para futuras centrales a carbón
• Costos variables no combustibles:- A los tradicionales costos variables no combustibles (aceites, lubricantes, agua
desmineralizada, productos químicos, depósitos de RISes, filtros, mantenimiento variable, etc.) debe agregarse nuevos costos asociados a los equipos de mitigación medio ambiental.
Norma de Emisiones para Termoeléctricas (en Contraloría)
Elemento Instalaciones existentes Instalaciones nuevas
mg/Nm3 mg/Nm3
Material Particulado (PM) 50 30
Dióxido de Azufre (SO2) 400 200
Óxidos de Nitrógeno (NOX) 500 200
Costos de inversión y operación para futuras centrales a carbón
- Captura de material particulado:Si debe incorporarse filtros adicionales: + consumo de electricidad, + mantenimiento, reemplazo de mangas (en el caso de filtros de manga), + residuos, etc.
- Desulfurización:Dependiendo de la tecnología a utilizar: + consumo de electricidad, + mantenimiento, + personal, reactivos (caliza, cal), + agua desmineralizada, + residuos, etc.
- Desnitrificación:Dependiendo de la tecnología a utilizar: + consumo de electricidad, + mantenimiento, catalizador (amoníaco, urea), etc.
- Ejemplos:Caliza para Wet FGD: 0.3 US$/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%
Escenarios de desarrollo de centrales a carbón en el SIC
• “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
Escenarios de desarrollo de centrales a carbón en el SIC
• 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
Escenarios de desarrollo de centrales a carbón en el SIC
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%
Escenarios de desarrollo de centrales a carbón en el SIC
• Año 2030:- Alza de precios de combustibles
• Año 2030:- Impuestos a emisión CO2
Escenarios de desarrollo de centrales a carbón en el SIC
• Año 2030:- Disminución inversión centrales nucleares
• Año 2030:- Aumento inversión centrales nucleares
Escenarios de desarrollo de centrales a carbón en el SIC
• Año 2030:- Disminución crecimiento de demanda
• Año 2030:- Aumento crecimiento de demanda
Escenarios de desarrollo de centrales a carbón en el SIC
• 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.